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INSSN-LYO-2018-0462 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 15 octobre 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-050755 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cruas-Meysse Electricité de France CNPE de Cruas-Meysse BP 30 07 350 CRUAS
Objet : Inspection du réacteur 4 de la centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB no 112)
Identification de l'inspection : INSSN-LYO-2018-0462 Thème : R.5.9 - Inspection de chantier de l'arrêt de type visite partielle (VP) pour maintenance et rechargement du combustible du réacteur 4 Référence : [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) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], des inspections inopinées ont eu lieu les 23 mai, 4 et 26 juin 2018 dans le cadre de l'arrêt pour maintenance et rechargement du réacteur 4 de la centrale nucléaire de Cruas-Meysse. 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.
## Synthèse De L'Inspection
Les inspections inopinées des 23 mai, 4 et 26 juin 2018 avaient pour objectif de contrôler la mise en œuvre des opérations de maintenance réalisées lors de l'arrêt pour maintenance et renouvellement partiel du combustible du réacteur 4 de la centrale nucléaire de Cruas-Meysse. Les examens effectués ont porté sur la sûreté de l'installation lors de son arrêt, la radioprotection et la sécurité des intervenants, la propreté des installations et la gestion des déchets de chantier, ainsi que sur la maîtrise des risques liés à l'incendie. Il ressort de ces inspections que la tenue des chantiers et installations était hétérogène et devait encore progresser. Par ailleurs, l'examen des dossiers d'intervention par les inspecteurs n'a suscité que peu de remarques d'un point de vue technique. Les inspecteurs ont cependant relevé que la maîtrise du risque de contamination devait être améliorée et que la prise en compte du risque lié à la présence de cobalt 58 dans le circuit primaire n'avait pas été suffisamment anticipée. Enfin, des progrès sont attendus en matière de gestion de l'évacuation d'un bâtiment réacteur en cas d'alerte.
## A. Demande D'Action Corrective Présence De Cobalt 58 Dans Le Circuit Primaire Principal
L'arrêt du réacteur 4 a été affecté par la présence significativement plus élevée que prévue du radionucléide cobalt 58 dans le circuit primaire principal et les circuits qui lui sont connectés. La purification, pourtant rallongée de plusieurs heures en début d'arrêt de réacteur, n'a permis de capter qu'une partie de l'activité de ce radionucléide. La présence importante de cobalt 58 trouve son origine dans le remplacement des générateurs de vapeur réalisé en 2014. Le pic d'apparition du cobalt 58 ne se matérialise que plusieurs années après un remplacement de ce type. Un tel phénomène a déjà été observé sur le CNPE de Blayais, pour des générateurs de vapeurs identiques. Les inspecteurs estiment que le retour d'expérience issu de ce site n'a pas suffisamment été intégré en amont de l'arrêt de réacteur sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse. La présence de cobalt 58 a été à l'origine de 2 évacuations du bâtiment réacteur (BR) en début d'arrêt de réacteur. En conséquence, vous avez renforcé les mesures de maîtrise de la contamination radiologique sur les activités réalisées au niveau du circuit primaire, instauré des contrôles en début de chantier, et accru la surveillance. La présence importante de cobalt 58 doublée de la prolongation significative de l'arrêt a finalement conduit à une réévaluation du prévisionnel dosimétrique de l'arrêt de plus de 30%. Demande A1 : je vous demande de consolider le retour d'expérience (REX) concernant le phénomène de relargage de cobalt 58 dans le circuit primaire consécutif au remplacement des générateurs de vapeur. Ce REX intègrera les éléments issus de l'arrêt du réacteur 4 de votre site, mais aussi les informations issues des autres CNPE (notamment Blayais) qui ont connu un phénomène similaire. Vous prendrez, le cas échéant, l'attache de vos services centraux. Vous identifierez notamment les mesures à prendre en début d'arrêt, au niveau du conditionnement chimique des circuits et de la durée de purification du circuit primaire afin de réduire, dans le respect du principe ALARA (acronyme anglais « as low as reasonably achievable » qui correspond au principe d'optimisation des doses reçues par les intervenants), la présence de produits de corrosion activés dans les circuits et ainsi offrir des conditions d'intervention améliorées aux travailleurs. Vous déterminerez également les parades à mettre en œuvre sur les chantiers menés sur le circuit primaire afin de minimiser les risques de contamination au cobalt 58. Ces mesures devront être mises en œuvre sur les prochains arrêts du réacteur 4, mais aussi du réacteur 1 dont les générateurs de vapeur ont également été remplacés en 2017.
## Propreté Radiologique
Les inspecteurs ont constaté au cours de l'arrêt que le niveau de propreté radiologique était perfectible. Lors de leur visite du 23/05/2018, ils ont constaté que le taux de déclenchement des contrôleurs mains-pieds situés en sortie de bâtiment réacteur était particulièrement conséquent. De plus, le taux de déclenchement du portique C2 est resté à un niveau élevé au cours de l'arrêt, proche de 0,9%.
Lors de l'inspection du 21/06/2018, les inspecteurs ont relevé la présence de nombreuses zones contaminées aux niveaux -3,5m, 0m et 4,65m du bâtiment réacteur. Mêmes si ces dernières étaient correctement identifiées et balisées, les surfaces contaminées ont été jugées importantes.
Demande A2 : je vous demande d'analyser l'origine du taux élevé de déclenchement du portique C2 tout au long de l'arrêt du réacteur 4. Vous me ferez connaître les mesures que vous introduirez sur les prochains arrêts de réacteurs dans le but d'améliorer la propreté radiologique dans le bâtiment réacteur. Ces mesures exploreront a minima **la préparation des** chantiers, l'ouverture des circuits, la tenue des chantiers, la pertinence des parades identifiées dans les régimes de travail radiologique (RTR) et le respect des règles de radioprotection par les intervenants.
## Organisation De L'Évacuation Du Bâtiment Réacteur
Lors de l'inspection du 23/05/2018, les inspecteurs ont assisté à l'évacuation des 87 personnes présentes dans le bâtiment réacteur (BR) du réacteur 4. Cette évacuation était consécutive au déclenchement de l'alarme d'une balise de surveillance radiologique positionnée au niveau 4,65m du BR. Les inspecteurs, positionnés au sas 8m, ont jugé cette évacuation peu efficace. En effet, les personnes évacuant la zone faisaient la queue au niveau des contrôleurs mains-pieds du sas et la file d'attente s'étirait jusqu'à l'intérieur du BR. Par ailleurs, une fois contrôlés, les premiers intervenants ont récupéré leurs badges nominatifs auprès du gardien de sas et quitté la zone sans avoir pris connaissance des consignes de contrôle d'absence de contamination. Cette situation a rapidement évolué et la remise des badges a été interrompue. Les personnes évacuées ont alors attendu au niveau du sas 8m, du côté du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN). Cette zone d'attente était balayée par l'air provenant de l'intérieur du BR, qui aurait pu être contaminé dans le cas d'un rejet d'activité important. Une zone de repli pertinente n'a pas été définie. La fermeture de la porte intérieure du sas 8m n'est intervenue que tardivement, après environ 20 minutes. Le recensement des personnes n'a pas été non plus efficace, puisque 6 badges numérotés manquaient à l'appel 35 minutes après le déclenchement de l'alarme. Le gardien de sas a été dépassé par l'événement et n'est pas parvenu à s'imposer auprès des personnes évacuant le BR. Il est pourtant, selon vos procédures, le coordonnateur des opérations d'évacuation.
Aucune information claire n'a été dispensée sur la conduite à tenir par les intervenants, notamment concernant les contrôles mains-pieds en sortie de sas, la zone de repli et la remise des badges. La situation a gagné en qualité de gestion à l'arrivée du coordonnateur BR. Les consignes établies au titre de la radioprotection (douche, anthropogammamétrie) par le service radioprotection du site, sont arrivées tardivement. Celles communiquées aux intervenants au niveau du sas 8m n'étaient pas les mêmes que celles présentées aux inspecteurs par le service radioprotection du site en fin de journée.
Demande A3 : je vous demande de tirer les enseignements de cette évacuation du bâtiment réacteur (BR). Vous me communiquerez les mesures que vous prendrez afin d'améliorer l'efficacité des opérations d'évacuation des BR.
Demande A4 : je vous demande de vous assurer que les gardiens de sas possèdent les formations, informations et entraînements nécessaires pour coordonner efficacement les opérations d'évacuation des BR. Vous vérifierez la suffisance des moyens et la clarté des procédures mises à leur disposition. Adéquation des régimes de travail radiologique (RTR) avec l'activité réalisée Un régime de travail radiologique est établi pour chaque activité programmée en zone contrôlée. Ce document évalue les doses prévisionnelles individuelles et collectives et définit les parades à mettre en œuvre pour se protéger du risque d'exposition aux rayonnements ionisants. Ce document est également utilisé pour badger et accéder en zone contrôlée, et fait, le cas échéant, office d'autorisation d'accès en zone orange. De plus, il sert de support de vérification du déploiement des mesures de protection identifiées lors de la phase de préparation. Les inspecteurs ont constaté à plusieurs reprises que les RTR utilisés par les intervenants ne correspondaient pas à l'activité réalisée. A titre d'exemple, le RTR de l'activité de remplacement des chaînes du système de protection neutronique (RPN) (inspection du 23/05/2018) intégrait un passage par les « portes soufflantes », ce qui ne correspondait pas au cheminement prévu. Aussi, les mesures de prévention identifiées ne correspondaient pas à celles qui devaient être mises en œuvre. Ce RTR
imposait le port du masque à cartouche et interdisait celui du heaume ventilé ou de la tenue autonome, alors que c'est bien cette dernière que les intervenants avaient prévu d'utiliser. De même, le RTR présenté relatif à la requalification des chaînes RPR n'était pas celui attendu. Lors de l'inspection du 04/06/2018, au niveau du local du groupe motopompe primaire (GMPP) 1, les inspecteurs ont constaté que le RTR utilisé par les intervenants pour un remplacement de joint sur des manchettes correspondait à une activité de tournée de contrôle d'étanchéité sur des manchettes. Les mesures de protection identifiées dans le RTR présenté aux inspecteurs différaient notablement de celles retenues par les intervenants pour réaliser leur activité.
De plus, au cours de l'arrêt du réacteur, le site a déclaré plusieurs événements intéressant la radioprotection. Pour 2 d'entre eux, les RTR utilisés n'étaient pas ceux de l'activité réalisée. Il ressort de ces constatations que les RTR ne font pas l'objet de l'attention attendue de la part des intervenants. Ce document est trop souvent perçu comme formel et requis par l'organisation, et non comme un support de gestion du risque lié à l'exposition aux rayonnements ionisants sur un chantier. Demande A5 : je vous demande de me faire part de votre analyse sur ces différentes constatations. Je vous demande par ailleurs, pour les arrêts de réacteurs à venir, de rappeler fermement à vos agents et prestataires que l'accès en zone contrôlée est conditionné à la détention du RTR correspondant à l'activité planifiée.
## Qualité Et Renseignement Des Régimes De Travail Radiologiques (Rtr)
Votre organisation prévoit qu'avant de débuter une activité, les intervenants mesurent le débit de dose dans leur zone de travail et vérifient que les mesures de protection vis-à-vis du risque d'exposition et de contamination prévues dans le régime de travail radiologique (RTR) sont mises en œuvre. Ces vérifications sont tracées dans le RTR.
Les inspecteurs ont relevé à plusieurs reprises l'absence de formalisation de ces vérifications dans les RTR utilisés par les intervenants. C'est par exemple le cas du RTR de niveau 3 à l'indice 3 examiné sur le chantier de remplacement de la tuyauterie RRA 012 TY dans le BR (inspection du 21/06/2018). Ces remarques confortent les conclusions du point précédent d'un manque d'attention portée aux RTR par les intervenants.
Demande A6 : je vous demande de renforcer le message demandant à tous les intervenants de vérifier, avant de débuter leurs chantiers, les éléments figurant dans le RTR et de formaliser ces vérifications. Au cours de l'inspection du 21/06/2018, en sortie du vestiaire du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) 8, les inspecteurs ont noté la présence d'une trentaine de dosimètres opérationnels en fonctionnement dans le rack de leur mise à disposition. Ces appareils continuaient à incrémenter de la dose, dont la valeur cumulée dépassait la centaine de microsieverts dans plusieurs cas. Demande A7 : je vous demande de me faire part de votre analyse sur cette constatation. Vous préciserez de quelle manière les doses ont été réattribuées aux personnes concernées. Vous indiquerez également si l'absence de mise sur « off » du dosimètre opérationnel lors du passage au portique de contrôle C2 est fréquemment relevée et les actions menées pour y remédier. Vous vous positionnerez sur la nécessité de déclarer un événement significatif pour la radioprotection sur cet événement.
## Etat Du Local De Préparation Du Bore
Lors de l'inspection du 23/05/2018, les inspecteurs se sont rendus dans le local de préparation du bore (NB 685) au niveau 15,7m du BAN 8. Ils ont constaté que l'état de ce local n'était pas satisfaisant :
Porte d'accès au local dégradée ;
Absence de masque à disposition dans l'armoire des équipements individuels alors que celui-ci est requis pour toute activité induisant une remise en suspension de bore (manutention, nettoyage) ;
Présence importante de bore pulvérulent sur et autour de la bâche REA 05 BA et sur la plateforme du broyeur ;
Connexion entre 2 flexibles assurée par un serrage à l'aide d'un gant coton au niveau de la bâche ;
Par ailleurs, le stockage de sacs de bore se limitait à quelques unités. Les inspecteurs se sont interrogés sur la nécessité de disposer en permanence d'un nombre minimum de sacs de bore afin de répondre à une demande d'injection d'urgence, comme cela a pu être observé sur d'autres sites. Demande A8 : je vous demande d'initier les actions pour remettre en état ce local et d'indiquer si une disposition impose le stockage d'un nombre minimum de sacs de bore dans le local de préparation du bore.
## Protection De Matériels Qualifiés K1
Lors de l'inspection du 04/06/2018, les inspecteurs ont relevé que du matériel entreposé sur le chantier de remplacement des broches de guides de grappes (RBGG), situé dans la zone R784 au niveau 20m du BR, interférait avec du matériel qualifié K1 dont la fonction est de fournir une mesure de niveau sur les circuits d'eau alimentaire (ARE) et de vapeur principale (VVP). Demande A9 : je vous demande d'assurer la protection des matériels importants pour la protection des intérêts, et notamment pour la sûreté, lorsque des chantiers sont réalisés à proximité. Vous ferez les rappels nécessaires auprès de vos intervenants.
## Suivi Des Consignes D'Évacuation
Lors de l'inspection du 04/06/2018, un appel général sur le site a demandé l'évacuation du bâtiment électrique (BL) du réacteur 4. Les inspecteurs étaient en cours de contrôle d'une activité de maintenance sur le diesel de secours (système LHP). L'accès à ce matériel ayant nécessité de passer par le BL, les inspecteurs ont évacué la zone. Au cours du repli, ils ont noté la présence de plusieurs personnes, agents EDF et prestataires, au niveau 0m, qui ne suivaient pas la consigne d'évacuation. Demande A10 : je vous demande de rappeler à vos agents et aux prestataires que les ordres d'évacuation demandés par le site ne sont pas interprétables par chacun.
Conformité d'un stockage vis-à-vis de la charge calorifique Lors de l'inspection du 21/06/2018, les inspecteurs ont noté que le stockage 4 SDM M 210 A situé au niveau 0m de la salle des machines 4 avait été identifié comme non conforme le 28/03/2018. Ce stockage n'avait pas été remis en conformité. Demande A11 : je vous demande de remettre en conformité le stockage référencé ci-dessus. Vous vous assurerez que les stockages du site sont remis en conformité dans des délais raisonnables.
## Port Des Équipements De Protection Auditive
Lors de l'inspection du 21/06/2018, les inspecteurs ont noté que la majorité des personnes intervenant aux niveaux 0m et -3,5m du bâtiment réacteur ne portait pas les équipements de protection auditive requis lorsque les systèmes de ventilation sont en fonctionnement. Cette exigence était pourtant clairement affichée au niveau des sas d'accès au BR.
Demande A12 : je vous demande de rappeler à tous les intervenants le nécessaire respect des affichages en matière de port d'équipement de protection auditive.
## Renouvèlement Des Instructions Temporaires
Lors de l'inspection du 21/06/2018, les inspecteurs ont examiné en salle de commande du réacteur 4 le classeur des instructions temporaires de sûreté. Ils ont relevé que deux consignes numérotées 2017-009 et 2017-011 dépassaient la date de validité affichée alors qu'elles étaient toujours en vigueur dans les installations. La version informatique de ces consignes présentait cependant des dates de validité prorogées.
Demande A13 : je vous demande de tenir à jour le classeur des instructions temporaires de sûreté présent en salle de commande.
## Etat Des Casques Mis À Disposition
Les inspecteurs ont relevé à plusieurs reprises (inspections du 23/05/2018 et 21/06/2018) que de nombreux casques mis à disposition des intervenants au niveau du vestiaire masculin du bâtiment des auxiliaires nucléaires 8 étaient dégradés au niveau de leur système d'attache. Demande A14 : je vous demande de mettre à disposition des intervenants des casques en bon état. Ecarts relatifs à la tenue des installations et des chantiers, et aux règles de radioprotection Des écarts ont été relevés dans le domaine de l'affichage des conditions radiologiques ou d'accès, du balisage et des matériels mis à disposition dans le domaine de la radioprotection :
Absence de système de mise en dépression et d'appareil de contrôle de contamination (MIP
10) au niveau du sas d'accès en fond de piscine (inspection du 23/05/2018) ;
Conditions d'accès au chantier RBGG incohérentes entre celles affichées par le site et celles apposées par le prestataire (BR 20m, zone R784) (inspection du 04/06/2018) ;
Incohérence entre les conditions radiologiques affichées (absence de contamination) et les conditions d'accès demandées (correspondant à la présence d'un risque de contamination)
en entrée de chantier sur la GMPP1 (BR 11m, local R551) (inspection du 04/06/2018) ;
Absence de surbottes et de tapis piégeant en entrée de la zone contaminée des pompes RRA
(BR 0m) (inspection du 21/06/2018) ;
Manque de divers équipements de protection contre la contamination dans la servante en entrée du chantier de la zone R560 (BR 0m) (inspection du 21/06/2018) ;
Désordre dans le sas d'accès à la zone contaminée du chantier sur l'organe 4 RRA 023 VP,
et absence de saut de zone et de tapis piégeant (BR 0m) (inspection du 21/06/2018) ;
Absence de surbottes et de tapis piégeant au niveau de la zone contaminée R171 (BR -3,5m)
(inspection du 21/06/2018) ;
Absence de poubelle pour déchets contaminés et désordre en entrée de la zone contaminée du chantier sur l'organe 4 RCP 321 VP (BR 4,65m) (inspection du 21/06/2018) ;
Absence de saut de zone et de tapis piégeant en entrée de la zone contaminée du chantier sur l'organe 4 RCP 121 VP (inspection du 21/06/2018);
Présence d'eau potentiellement contaminée au sol dans le local d'entreposage du couvercle de cuve et présence d'embouts de heaumes ventilés et d'écrous au sol (BR 4.65m) (inspection du 21/06/2018) ;
Absence de poubelle pour déchets contaminés et mélange de surbottes propres et sales au niveau de l'accès à une zone contaminée au niveau du local 8 NB 502 (BAN 11m) (inspection du 21/06/2018) ;
Par ailleurs, des écarts ont été relevés dans le domaine de la tenue des installations, chantiers et entreposages :
Absence d'un seuil de rétention (BL 7m, local 8 JSL 420 WR) (inspection du 23/05/2018) ; Manque de robustesse de plusieurs garde-corps assurant la protection contre le risque de chute de hauteur en piscine vide (système non rigide et ne disposant pas de 2 lisses)
(inspection du 23/05/2018) ;
Absence de protection contre les chocs sur les crochets de la porte intérieure du sas 8m du BR (parties saillantes dans une zone de circulation) (inspections des 23/05/2018 et 04/06/2018) ;
Dégradation de la barre anti panique de la porte 8 JSN 268 QF (accès à la zone dite « DI
82 » depuis la croix du BAN) (inspection du 23/05/2018) ;
Présence de palettes de sacs de bore hors des zones dédiées à l'entreposage dans la zone dite
« DI 82 » proche de la croix du BAN (inspection du 23/05/2018) ;
Présence d'eau au sol au niveau d'un escalier (BR 0m, local R250) (inspection du 21/06/2018) ;
Absence d'identification d'un produit liquide contenu dans un bidon (BR 0m, local R240)
(inspection du 21/06/2018) ;
Présence de traces de bore sous l'organe REN 04 RP (BAN 0m, local W256-257)
(inspection du 23/05/2018) ;
Nombreux flexibles d'adduction d'air et embouts associés abandonnés à terre (BAN 0m, local W256-257) (inspection du 23/05/2018) ;
Absence de plombage sur l'armoire SEBIM 4 RCP021 AR (BR 20m) (inspection du 23/05/2018) ;
Absence de repère fonctionnel sur l'armoire SEBIM 4 RCP 020 AR et dégradation du repère sur la 4 RCP 021 AR (BR 20m) (inspection du 23/05/2018) ;
Débordement de poubelles (BAN 0m, local W256-257) (inspection du 23/05/2018)
Désordre au niveau de la zone de la bâche à soude (4 EAS 001 BA), dégradation de la peinture de la zone de rétention associée et présence de produit cristallisé (inspection du 23/05/2018) ;
Absence de garde d'eau au niveau des siphons du vestiaire masculin du BAN n°8 et de plusieurs locaux du BAN en sortie de vestiaire (inspections des 23/05/2018, 04/06/2018 et 21/06/2018) ;
Désordre au niveau des paravents rigides assurant la séparation entre le bord de la piscine et le chantier RBGG (BR 20m, zone R784) (inspection du 04/06/2018) ;
Présence d'eau au sol en de nombreux endroits et de tapis absorbants saturés (BR -3,5m)
(inspection du 21/06/2018) ;
Absence de tables et de chaises dans la zone de repos du vestiaire du BAN 8 ; Chaîne de balisage à terre au niveau du chantier de rebutage du condenseur (salle des machines niveau 0m) (inspection du 21/06/2018);
Présence d'eau au sol au niveau du circuit de circulation d'eau brute (CRF) entre les travées MEM3 et MFM3 (salle des machines niveau 0m) (inspection du 21/06/2018);
Evacuation d'une douche de sécurité bouchée entre les travées M1MF et M2MF (salle des machines niveau 0m) (inspection du 21/06/2018).
Certains des points recensés ci-dessus ont pu faire l'objet d'un traitement immédiat au cours des inspections. Les inspecteurs tiennent à rappeler que la mauvaise tenue des chantiers et installations sont des contributeurs aux accidents de personnes, aux contaminations et aux non qualités de réalisation des activités. Demande A15 : je vous demande de me faire part de vos commentaires sur les points susmentionnés.
## B. Compléments D'Information
Néant
## C. Observations
C1 : les zones d'exclusion des corps migrants (ou zones FME) font l'objet d'une gestion stricte. Chaque intervenant doit déposer ses effets et matériels, et ne conserver que les éléments nécessaires à l'accomplissement de sa mission avant d'y pénétrer. Ces éléments doivent être attachés pour prévenir tout risque de perte. Les inspecteurs ont noté l'absence de casiers où déposer ses effets et matériels en entrée de zone FME. Ils vous invitent à mettre à disposition de tels casiers. 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 de Lyon de l'ASN
Signé par Olivier VEYRET |
INSSN-LIL-2018-0316 | DIVISION DE LILLE
Lille, le 4 juin 2018 CODEP-LIL-2018-026456 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité B.P. 149 59820 GRAVELINES
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Gravelines - INB n° 97 Inspection INSSN-LIL-2018-0316 effectuée les 10 et 17 avril 2018 Thème : "Inspection de chantiers durant l'arrêt du réacteur n° 4" 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 (INB) en référence, une inspection a eu lieu les 10 et 17 avril 2018 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème "Inspection de chantiers durant l'arrêt du réacteur n° 4". 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
Cette inspection avait pour objet l'examen des chantiers en cours lors de l'arrêt pour maintenance et rechargement du réacteur n° 4. Les inspecteurs ont effectué plusieurs visites dans le bâtiment réacteur (BR), le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) et hors de l'ilot nucléaire. Leurs constatations vous ont été exposées lors des synthèses qui vous ont été faites à l'issue des visites afin que les suites adaptées puissent être données, le plus tôt possible, par vos services. Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que parmi les principales observations, il convient de retenir les manques de rigueur sur le chantier de dépose du niveau visible du circuit primaire aussi bien techniquement que dans l'assurance de la qualité, de non-respects récurrents des règles relatives à la documentation des chantiers permettant notamment d'assurer la réalisation des bons gestes et les écarts en matière de radioprotection d'autant que certains sont eux-aussi récurrents.
…/…
www.asn.fr 44, rue de Tournai - CS 40259 - 59019 Lille cedex Téléphone 03 20 13 65 65 - Fax 03 20 13 48 84
## A - Demandes D'Actions Correctives Etat Des Installations - Tenue Au Séisme
Le 10 avril, les inspecteurs se sont rendus en station de pompage et en particulier dans le local P015 situé au niveau
-13,10 m. Les inspecteurs ont constaté des corrosions, dont certaines importantes, sur les tuyauteries à l'aspiration des pompes CFI (système de filtration de l'eau brute). Ces tuyauteries et leurs supports font l'objet d'exigences sismiques. Aussi, de telles corrosions peuvent éventuellement remettre en question la tenue au séisme. Pour ce qui concerne le réacteur n° 4, les supports ont été remis en état avant le redémarrage du réacteur. Nous notons que des contrôles vont être diligentés sur les autres réacteurs. Il convient à présent de caractériser précisément ces écarts afin de savoir si ces corrosions étaient ou non de nature à remettre en question la tenue sismique des tuyauteries. Cette caractérisation permettra de définir si ces écarts constituent un événement significatif. Par ailleurs, nous rappelons que des écarts analogues avaient été découverts il y a quelques années. Ces tuyauteries se situent dans une ambiance particulièrement défavorable en matière de corrosion. La situation montre des faiblesses dans la prise en compte du retour d'expérience. Ces faiblesses concernent la périodicité des contrôles de l'état de ces matériels, les remises en état périodiques mais également le choix des matériaux. Cet aspect devra également être intégré au classement d'un éventuel événement significatif.
Je vous demande de caractériser au plus tôt ces écarts et de vous positionner sur le la nécessité de déclarer un événement significatif. Vous intégrerez à cette analyse les éléments liés aux faiblesses dans le retour d'expérience.
Je vous demande de définir au plus tôt, que la situation relève ou non d'un événement significatif, une nouvelle doctrine de maintenance pour les matériels de ce type. Une réflexion sur le choix des matériaux devra être engagée. En fonction du choix des matériaux et des éventuelles sur épaisseurs de conception, vous établirez des modalités de contrôle et de maintenance adaptées aux conditions d'environnement.
## Documentation De Chantier
Les inspecteurs se sont rendus le 10 avril sur le chantier de contrôle altimétrique des manchettes thermiques des mécanismes de commande de grappes. Ils ont constaté que le document de suivi de l'intervention (DSI) n'était pas un document à part entière mais une annexe de la liste des documents applicables (LDA). La page 1 du DSI était en fait la page 14 du document. Les inspecteurs ont constaté que l'étape 3 du DSI qui concerne le contrôle de bon fonctionnement de la machine ne vise aucun document ou mode opératoire ni de procès-verbal de réalisation qui pourrait expliciter les critères d'acceptation. Ces écarts étaient détectables par les équipes du CNPE avant l'activité.
Le 10 avril, les inspecteurs se sont rendus sur le chantier d'examen télévisuel du générateur de vapeur n° 1 (GV1). Ils ont constaté que l'organigramme de chantier était trop général et ne permettait pas de savoir, a priori, qui était en charge de l'exécution des activités et qui était en charge du contrôle technique. En effet, l'organigramme dresse des listes d'intervenants en exécution et en contrôle technique et de nombreux intervenants sont dans les deux listes.
C'était le cas des deux intervenants présents. Ces listes ne précisent pas sur quelles phases l'intervenant est en exécution ou en contrôle technique. Ce type d'écart a déjà fait l'objet de demandes de l'ASN. Par ailleurs, ces écarts sont facilement identifiables par vos chargés d'affaires ou lors de la surveillance. Nous constatons que tel n'est pas le cas.
Les inspecteurs ont souhaité consulter l'analyse de risques du chantier (ADR). Les intervenants ne disposaient pas de l'ADR avec eux alors que c'est essentiel. L'ADR a été transmise aux inspecteurs quelques jours plus tard. Les inspecteurs ont constaté que cette ADR est très générique et n'est pas spécialement adaptée aux risques spécifiques du chantier. De plus, les parades indiquées sont trop générales pour pouvoir être mises en place de façon opérationnelle. Les inspecteurs rappellent que les ADR produites par les intervenants extérieurs font aussi l'objet d'un contrôle préalable par vos services. Ce contrôle n'est donc pas suffisant.
Je vous demande d'indiquer les mesures que vous comptez prendre pour que les intervenants extérieurs disposent des ADR pendant les interventions. Concernant la qualité des ADR, vous indiquerez comment vous intégrez cette situation à votre démarche plus globale d'amélioration des ADR. Vous indiquerez également les mesures que vous comptez prendre concernant le contrôle des ADR par le CNPE.
Le 17 avril, les inspecteurs ont examiné le chantier de dépose du niveau visible du circuit primaire (4 RCP 083 LN). Il s'agit d'un dispositif provisoire installé lors des arrêts. Ce chantier était réalisé par la société Ponticelli Frères. L'organigramme présentait les mêmes écarts que celui du chantier de contrôle altimétrique des manchettes thermiques des mécanismes de commande de grappes.
Les inspecteurs ont également constaté que le DSI n'était pas renseigné au fur et à mesure des opérations. Dans certains cas, il s'agit plutôt d'un problème rédactionnel car certaines phases sont en réalité des sous-opérations et il n'est pas pertinent de stopper l'opération pour renseigner le DSI. En revanche, rien ne justifie que les phases d'exécution ne soient pas pleinement renseignées avant une phase de contrôle technique. Les inspecteurs ont remarqué que les phases du DSI ne renvoyaient pas à des documents opératoires sous assurance de la qualité mais à des OT (Ordre de Travail) dont l'élaboration et la modification ne suivent pas les mêmes niveaux d'exigence d'assurance de la qualité que les documents opératoires. Les inspecteurs ont constaté que les opérations de contrôles techniques n'étaient pas documentées. Ceci est contraire à vos référentiels et des remarques sont régulièrement formulées sur le sujet. Manifestement, ni vos intervenants extérieurs, ni vos équipes n'ont parfaitement intégré ces exigences. Par ailleurs, les intervenants ne comprenaient pas la différence entre un double contrôle et un contrôle technique. Rappelons qu'un contrôle technique doit impérativement être réalisé par une personne n'ayant pas participé à l'opération initiale.
Je vous demande, pour tous les écarts excepté ceux liés aux ADR, d'indiquer les mesures que vous comptez prendre pour éviter le renouvellement de ces écarts aussi bien au niveau des intervenants extérieurs que des équipes du CNPE.
Toujours sur le chantier du niveau visible, les inspecteurs ont souhaité savoir si la repose de la bride faisait l'objet de prescriptions en matière de couple de serrage. Les intervenants ont indiqué qu'il n'y avait aucun couple de serrage à respecter hormis les pratiques de serrage normales. Les intervenants ont exposé un document au format A4 avec des recommandations, document sans référence, non sous assurance de la qualité et non visée par le DSI. Ce document ne précisait pas de couple de serrage.
Le document visant la référence d'un joint, les inspecteurs ont demandé aux intervenants si un joint neuf avait été posé. Ils ont répondu par la négative en indiquant avoir repris le joint en place qui était récent car posé quelques jours auparavant au moment de la pose du niveau visible. Le document ne précise pas s'il faut ou non utiliser un joint neuf.
Les inspecteurs ont demandé au CNPE de justifier, avant le redémarrage du réacteur, l'absence d'exigences sur les couples de serrage et sur la non pose d'un joint neuf. Vos équipes ont répondu à l'ASN quelques jours plus tard en indiquant qu'il y avait des exigences de serrage au couple à respecter et qu'un joint neuf devait être posé. Les intervenants ont indiqué l'avoir fait, ce qui est peu crédible eu égard aux réponses apportées in situ.
Par ailleurs, l'assurance de la qualité ne pouvait en aucun cas éclaircir cette affaire. Ce cas montre combien l'assurance de la qualité est importante. A la fois, dans la clarté de sa rédaction mais également dans la rigueur de son utilisation et dans la traçabilité. Le CNPE a donc recommencé l'opération afin d'avoir des certitudes sur sa bonne réalisation.
Je vous demande de tirer un retour d'expérience de cette situation et d'indiquer les mesures que vous comptez prendre pour en éviter le renouvellement. La réflexion doit également concerner la rigueur et la qualité dans la rédaction des documents mais également leur utilisation.
## Qualité Et Renseignement Des Rtr (Régime De Travail Radiologique)
Les inspecteurs ont constaté plusieurs écarts concernant la qualité et le renseignement des RTR. Rappelons que cette problématique fait l'objet de demandes régulières de l'ASN. Les actions déjà engagées ne sont donc pas suffisantes. Le chantier de contrôle altimétrique des manchettes thermiques des mécanismes de commande de grappes est un chantier présentant une zone orange. Alors que le chantier était commencé depuis 3 jours, une seule mesure de débit de dose au poste de travail était indiquée sur le RTR. Par ailleurs, ce chantier présentait deux zones de travail différentes. Une zone sous et à proximité du couvercle de la cuve et justifiant d'ailleurs le classement en zone orange et une zone avec les équipements informatiques située dans un local présentant un débit de dose très inférieur. Il s'avère que le débit de dose n'était mesuré que sur la zone à faible ambiance radiologique. Les intervenants n'ont donc pas compris l'intérêt du dispositif à savoir qu'il convenait de faire les mesures dans les différentes zones afin de vérifier leur compatibilité avec les débits de dose prévus avant le chantier.
Sur le chantier de l'examen télévisuel du GV1, les inspecteurs ont constaté que le contact radioprotection n'était pas renseigné dans le RTR et qu'une seule mesure de débit de dose était renseignée alors que plusieurs postes de travail avaient été réalisés. Comme pour le chantier précédent, la mesure de débit de dose n'avait été faite que dans la zone avec le matériel informatique et non dans les autres zones de travail qui pourtant sont les plus dosantes.
Sur le chantier de dépose du niveau visible en arrêt du circuit primaire, le contact radioprotection n'était pas renseigné sur le RTR.
Je vous demande de prendre des mesures efficaces pour éviter le renouvellement de ces écarts. Ces mesures concernent les intervenants extérieurs mais également les actions de surveillance et de contrôle exercées par le CNPE.
## Radioprotection - Optimisation
Le chantier de contrôle altimétrique des manchettes thermiques des mécanismes de commande de grappes est un chantier avec un enjeu radiologique de niveau 2. Les inspecteurs ont souhaité examiner l'analyse d'optimisation approfondie ou a minima sa synthèse formalisée. Il convient de rappeler qu'au-delà de l'exigence réglementaire, ce point est également précisé au § 6.4.3 de votre référentiel de radioprotection.
Il s'avère qu'aucune analyse d'optimisation n'a été réalisée d'après les informations transmises par le CNPE quelques jours après l'inspection.
Par ailleurs, une mesure intéressante permettant de limiter la dosimétrie consiste à positionner le matériel préalablement à la descente du couvercle plutôt que d'envoyer un intervenant placer le matériel sous le couvercle. Ce point n'a pas fait l'objet d'un formalisme, ni prévu au RTR. Il en est de même sur le placement de protections biologiques supplémentaires.
Au-delà des lacunes de l'entreprise intervenante, il convient de préciser que celles-ci étaient détectables par EDF en amont de l'intervention.
Je vous demande de tirer le retour d'expérience de cette situation et de prendre les mesures afin que les obligations en matière d'optimisation soient pleinement respectées sur tous les chantiers réalisés sur le CNPE et que les éventuels écarts soient détectés par les services du CNPE.
## Radioprotection - Chantier Dans Le Local Nb 280 Des Bâches Et Pompes Sva (Distribution De Vapeur Auxiliaire)
Le 17 avril, les inspecteurs se sont rendus à proximité du local NB 280 situé dans le BAN (Bâtiment des Auxiliaires Nucléaires). Un chantier sur le système RPE (purges, évents, exhaures) était balisé et réalisé par la société Spie Batignoles. Le panneau de chantier indiquait la nécessité de porter un heaume ventilé. Pourtant, et contrairement aux exigences de votre référentiel de radioprotection, aucun panneau spécifique au risque de contamination n'était affiché. Les inspecteurs ont vu sortir 2 intervenants qui ne portaient pas de heaume. Les intervenants ont indiqué que le puisard était refermé et qu'à leur avis il n'y avait pas de risque. Toutefois, la décision sur le port des équipements de protection ne leur appartient pas. Le chantier a été arrêté et les équipes du service radioprotection appelées. Il s'avère que les vérifications préalables au déclassement du local et permettant de ne plus porter de heaume n'avaient pas été faites.
L'ASN a déjà fait plusieurs constats et demandes à la suite de non-respect des conditions d'accès et sur des manques de rigueur.
Je vous demande de tirer le retour d'expérience de cette situation et de prendre les mesures afin que les conditions d'accès aux locaux ou chantiers soient respectées avec rigueur. Concernant le cas exposé ciavant, vous indiquerez votre analyse concernant la caractérisation de la situation en éventuel événement intéressant ou significatif dans le domaine de la radioprotection.
## Séisme-Événement
Dans le cadre de la démarche dite « séisme-événement », il a été identifié la nécessité de caler les échafaudages, les échafaudages sur roues et autres plates-formes de ce type lorsqu'ils sont présents dans certains locaux afin qu'ils ne puissent pas agresser des matériels en cas de séisme.
Les inspecteurs ont constaté le 10 avril la présence d'un échafaudage dans le couloir central du BAN (local NA 234).
Cet échafaudage était accroché à un chemin de câble ce qui n'est pas un accrochage conforme.
De nombreux écarts sur des échafaudages ont été constatés ces dernières années. A la suite des actions demandées par l'ASN, les inspecteurs ont constaté une amélioration certaine de la situation. Toutefois, cet écart montre que le travail n'est pas totalement abouti. Il convient de préciser que cet échafaudage était situé dans une zone à très fort passage. Il n'est donc pas compréhensible que cet écart n'ait pas été détecté avant.
Je vous demande d'indiquer les mesures complémentaires que vous comptez mettre en œuvre pour empêcher le renouvellement de ce type d'écarts. Vous indiquerez également les actions mises en œuvre pour améliorer la détection et la correction rapide de ces écarts
## Risque Incendie
Le 10 avril, à proximité immédiate de la sortie du sas 8 m du bâtiment réacteur (BR), côté BAN, les inspecteurs ont constaté qu'un panneau servant à l'affichage des plans de prévention (PDP) débordait sur une zone hachurée rouge
« Incendie » sur laquelle il est strictement interdit d'y entreposer des objets pour éviter de gêner l'accès au matériel de lutte contre l'incendie. Les inspecteurs ont constaté que cet écart était toujours présent lors de leur passage le 17 avril.
Je vous demande de prendre les dispositions pour que ce type d'entreposage interdit ne se reproduise plus et pour que ce type d'écart soit corrigé avec célérité à l'avenir.
Le 10 avril, les inspecteurs ont constaté la présence d'un skid de résine APG (purge des générateurs de vapeur) en cours d'égouttage dans le local NC 234. L'emplacement de ce skid, face au sas de tri de déchets, n'est pas compatible avec les exigences relatives aux zones de dégagement. Actuellement, une installation temporaire de traitement des effluents est présente dans ce local, à l'emplacement habituel d'égouttage des skid de résines APG. De ce fait, l'égouttage des skid dans ce local est incompatible avec la présence de l'installation temporaire. La situation montre également un manque de maitrise de certaines exigences liées à la présence de cette installation temporaire.
Le 17 avril, les inspecteurs ont constaté la présence d'un skid de résines APG au même endroit. Il s'avère qu'il s'agissait d'un nouveau skid. Les discussions avec les acteurs du service logistique nucléaire ont montré qu'ils n'avaient pas compris la problématique liée à cette situation. C'est en soit un point de faiblesse.
Par ailleurs, une palette en plastique, des tuyaux en plastique et une pompe étaient entreposés entre le skid des résines APG et l'installation temporaire, ce qui est également proscrit.
Je vous demande de prendre les mesures afin que ce type d'écart ne se reproduise plus. Vous indiquerez en particulier le nouvel emplacement d'égouttage des résines. Je vous demande également de tirer un retour d'expérience de cette situation afin de mieux maitriser les exigences liées à la présence des installations temporaires.
## Pompe Du Circuit De Brassage De La Soude Du Système Eas (Aspersion De L'Enceinte)
Les inspecteurs ont examiné l'état de la pompe 4 EAS 003 PO, pompe du circuit de brassage de soude du système EAS. Ils ont observé des concrétions de soude. Une telle situation avait déjà été observée sur plusieurs réacteurs par le passé et avait fait l'objet de plusieurs demandes de l'ASN. Le courrier INSSN-LIL-2015-0210 du 17 mars 2015 demandait une réfection de toutes les pompes EAS 003 PO du CNPE dans les meilleurs délais. Ces travaux ont été réalisés entre 2015 et 2016.
Vous aviez indiqué que ces concrétions sont issues d'une légère inétanchéité de la garniture mécanique et que ces concrétions ne remettent pas en cause la faculté de la pompe à assurer ses performances. Toutefois, il convient aussi de rappeler en matière de protection de l'environnement que l'arrêté du 7 février 2012 (arrêté INB) et la décision du 16 juillet 2013 (décision environnement) imposent que les dispositifs contenant des substances radioactives ou dangereuses soient étanches.
La situation montre qu'après l'opération ponctuelle de 2015-2016, vous n'avez pas mis en place un dispositif pérenne et suffisant de surveillance pour éviter le renouvellement de la situation. Il s'agit de surveiller l'état de ces équipements mais également de les réparer avec célérité.
Je vous demande d'engager une nouvelle démarche de réfection des pompes EAS 003 PO du CNPE. Je vous demande également de définir un véritable programme permettant d'empêcher le renouvellement de ces situations.
## B - Demandes D'Informations Complémentaires Respect Du Référentiel "Grand Froid"
Le référentiel grand froid a vocation à protéger les matériels contre le gel. Aussi, lors de la période dite de « grand froid » entre l'automne et le printemps, des dispositions sont prises sur les installations. Des dispositions de base et des dispositions spécifiques en fonction des températures extérieures réelles. L'une des mesures de base concerne la fermeture des portes de nombreux locaux. De nombreux écarts sont constatés en la matière et plusieurs demandes d'actions correctives vous ont été demandées. Dans ce cadre, vous avez notamment mis en place des affichages spécifiques sur ces portes, affichages constitués de panneaux rouges rappelant la période dite de « Grand froid » et l'obligation de fermeture des portes. A la sortie de la période, ces panneaux sont retournés. Ils sont alors de couleur bleue et indiquent que ce n'est plus la période « grand froid ».
Le 10 avril 2018, et alors que la période était terminée depuis plusieurs jours, les inspecteurs ont constaté que des panneaux avaient bien été retournés mais que d'autres panneaux ne l'avaient pas été. Il ne s'agit pas des conséquences d'une démarche zone par zone étalée sur plusieurs jours car un même local pouvait avoir une porte avec un panneau rouge et une porte avec un panneau bleu juste à côté. Dans de nombreux cas, il s'agissait pourtant de lieux avec des passages très fréquents. Les écarts n'ont pourtant pas été remontés.
De nouveaux constats, certes moins nombreux, ont également été faits le 17 avril 2018. Ces écarts n'ont pas d'impact direct sur la sûreté des installations. Toutefois, ils ont un impact négatif en matière de facteurs organisationnels et humains car ils génèrent une confusion et/ou des comportements non rigoureux. De même, la situation montre un manque de réactivité dans la remontée des écarts par les différentes personnes sur le site et la correction de ceux-ci.
Il pourrait être utile que l'action concernant ces affichages lors de la sortie de la période dite « Grand froid » soit réalisée dans un temps très court et de façon rigoureuse. Une ronde générale de contrôle pouvant également être utile.
Je vous demande d'indiquer votre analyse de la situation rencontrée les 10 et 17 avril afin de savoir s'il s'agit plutôt d'une problématique liée à l'organisation du dispositif ou s'il s'agit d'une problématique de rigueur dans sa mise en œuvre. Vous indiquerez les mesures que vous comptez-prendre à l'avenir.
## Zone D'Entreposage De Déchets Avant Sortie Du Ban
Les inspecteurs se sont rendus le 10 avril 2018 dans le local NE 264 dans lequel sont entreposés des déchets. Ils ont constaté la présence de 7 sacs de déchets combustibles au sol donc hors des bennes métalliques étanches prévues à cet effet. De plus, une benne n'était pas correctement fermée. Enfin, toutes les bennes présentaient un affichage indiquant qu'elles étaient pleines. Ceci dénote une gestion des évacuations très perfectible en ce début d'arrêt du réacteur.
Par le passé, des écarts nombreux et récurrents ont été constatés dans ce local. Ce n'était plus le cas depuis quelques années. Il convient donc d'y être vigilant, en particulier sur la gestion des évacuations. Les inspecteurs ont constaté que les écarts étaient corrigés à leur retour 2 heures plus tard. Ils notent la grande célérité du CNPE sur ce point. Néanmoins, le 17 avril, les inspecteurs ont constaté la présence d'une palette en plastique avec des tuyaux en plastique en dehors des bennes.
Je vous demande d'indiquer le retour d'expérience que vous tirez de cette situation et les éventuelles actions que vous comptez mettre en œuvre.
## Modification De La Condamnation Administrative Ca 10D (Intégrité De L'Enceinte)
Les inspecteurs ont suivi un agent de conduite réalisant une modification de la CA 10D. Il s'agissait d'ouvrir une vanne du système de balayage et de contrôle de l'atmosphère de l'enceinte de confinement (4 ETY 014 VA).
Les inspecteurs ont constaté que l'analyse de risques (ADR) présente dans le dossier de l'agent était une analyse non applicable à l'état RCD (Réacteur Complètement Déchargé). Sur le plan de la sûreté, il s'avère qu'il y a une absence de risque pour la sûreté dans cet état du réacteur. Toutefois, ceci aurait dû être détecté en amont par les équipes de conduite. Bien que ce cas soit sans impact pour la sûreté, il convient d'en tirer un retour d'expérience en identifiant de potentiels signaux faibles
Je vous demande d'indiquer l'analyse que vous faite de la situation et les éventuels signaux faibles que vous identifiez.
Par ailleurs, une étiquette présente en local à proximité de la vanne 4 ETY 074 VA indique qu'il s'agit du local R410 alors qu'il s'agit du local R350.
Je vous demande d'indiquer l'origine de cette erreur et de confirmer qu'elle a bien été corrigée.
## Vases D'Expansion Des Diésels
Dans le cadre d'une problématique nationale relative à la tenue au séisme des vases d'expansion des diésels de secours, des contrôles avaient été diligentés au cours de l'arrêt du réacteur de 2017. En 2017, sur le réacteur n° 1, les inspecteurs avaient constaté que certains écarts n'avaient pas été identifiés par le CNPE. L'arrêt du réacteur n° 1 en 2017 étant postérieur à l'arrêt du réacteur n° 4 en 2017, les inspecteurs se sont rendus sur ces installations le 10 avril 2018 afin de vérifier que ce retour d'expérience avait été pris en compte entre temps. Les inspecteurs ont constaté quelques défauts similaires montrant que ce retour d''expérience n'avait pas été intégré.
Ces écarts ont finalement été corrigés lors de l'arrêt de 2018 mais il convient que vous analysiez cette situation afin de définir une organisation vous permettant d'intégrer sur les réacteurs dont les arrêts sont déjà passés, le retour d'expérience des arrêts postérieurs. A noter que dans le cas présent, les installations sont en plus accessibles en dehors des arrêts.
Je vous demande d'indiquer les initiatives que vous comptez prendre afin de disposer d'une organisation permettant de mieux capitaliser le retour d'expérience d'un réacteur à l'autre, en particulier lors des arrêts de réacteurs.
## Risque D'Introduction De Corps Migrants
Lors de la visite du chantier d'examen télévisuelle du GV 1, les inspecteurs ont constaté que les roues du dispositif appelé « criquet » étaient recouvertes de joints probablement pour protéger les surfaces sur lesquelles le criquet se déplace. Au regard de l'état de ces joints, les inspecteurs se sont interrogés sur le risque de générer des corps migrants. Il s'avère que ce point n'apparait pas dans l'ADR.
Je vous demande d'apporter la justification de l'absence de risque d'introduction de corps migrants. Si un risque existe, vous compléterez l'ADR en la matière et vous indiquerez les mesures prises pour maitriser ce risque.
## Radioprotection - Disponibilité Des Contaminamètres
Le 17 avril, les inspecteurs ont constaté que le contaminamètre présent dans le local W256 et permettant aux personnes de se contrôler au passage entre deux zones avec des propretés radiologiques différentes ne fonctionnait plus. Cet équipement n'était pas branché sur le secteur et était donc sur batteries. Les batteries étaient vides. Ce type de situation peut générer des comportements biaisés, les intervenants ne sont contrôlant pas. Il convient donc d'examiner ce type de situations afin de mieux assurer l'alimentation électrique nts, détecter plus rapidement les pannes et les corriger immédiatement.
Je vous demande d'indiquer les mesures que vous comptez prendre sur ce sujet.
## Fuite D'Eau En Station De Pompage
Le 10 avril, les inspecteurs ont constaté la présence d'un écoulement d'eau important sur la partie haute du local de la pompe 4 CRF 001 PO (système de circulation d'eau) située au niveau -7 m de la station de pompage. L'arrivée d'eau se situe en hauteur au niveau du voile et à proximité du passage d'une tuyauterie incendie. La situation était connue de CNPE et était en cours d'analyse.
Je vous demande d'indiquer les résultats de vos investigations et les actions mises en œuvre ou envisagées.
## C - Observations
En matière de retour d'expérience, les inspecteurs constatent des écarts importants (entre 32 et 49 %) entre les estimatifs dosimétriques et les dosimétries réalisées sur le chantier de contrôle altimétrique des manchettes thermiques des mécanismes de commande de grappes. Bien que ces écarts ne représentent que quelques dixièmes de H.mSv, aucun retour d'expérience, même très rapide, n'est réalisé. Votre référentiel ne l'impose pas formellement mais vous pourriez utilement le réaliser.
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, 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'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du Pôle INB,
Signé par Jean-Marc DEDOURGE |
INSSN-LYO-2018-0490%20 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 22 juin 2018 N/Réf : CODEP-LYO-2018-031646 **Monsieur le directeur**
Electricité de France CNPE de Saint-Alban Saint-Maurice BP 31 38 550 SAINT-MAURICE-L'EXIL
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice (INB n°119 et 120) Inspection INSSN-LYO-2018-0490 du 31 mai 2018 Thème : « Gestion des déchets »
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°2015-DC-0508 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 21 avril 2015 relative 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 prévu par le code cité en référence [1], une inspection courante a eu lieu le 31 mai 2018 sur la centrale nucléaire de production d'électricité de Saint-Alban SaintMaurice, sur le thème « 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 31 mai 2018 menée sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice portait sur le thème de l'organisation et de la gestion des déchets. Les inspecteurs ont vérifié l'organisation mise en place pour la gestion des déchets, ainsi que pour le suivi des formations des agents en charge de cette thématique. Les inspecteurs ont également examiné les indicateurs de suivi de la performance, ainsi que la surveillance des prestataires mise en place. Ils se sont ensuite intéressés à la gestion opérationnelle des déchets, notamment au zonage déchets de référence et www.asn.fr aux zones d'entreposages. Ils ont également contrôlé le respect des engagements pris par le CNPE envers l'ASN. Une visite a été menée dans le bâtiment de traitement des effluents (BTE) ainsi que dans la déchèterie du site. Au vu de cet examen par sondage, il ressort de cette inspection que l'organisation définie et mise en œuvre sur la centrale nucléaire pour la gestion des déchets apparaît satisfaisante. Les inspecteurs ont noté les efforts effectués en termes de surveillance des prestataires en charge des déchets, ainsi que de la prise en compte du retour d'expérience de l'arrêt du réacteur 1 réalisé en 2017. Toutefois, l'exploitant devra renforcer la structuration du cursus de formation spécifique relatif à la gestion des déchets. L'exploitant devra également mettre à jour le référentiel de gestion des déchets du BTE.
## A. Demandes D'Actions Correctives Formation Initiale Et Habilitation Des Agents De La Section Combustible Déchets
La gestion des déchets sur le site de Saint-Alban Saint-Maurice est organisée au sein de la section combustible déchets du service technique et environnement. Les inspecteurs se sont intéressés à la gestion des formations et habilitation des agents qui la composent. La section combustible déchets est, pour la partie en charge des déchets, séparée en deux équipes, l'une en charge de la gestion des déchets conventionnels et l'autre en charge de la gestion des déchets radioactifs. Des agents préparateurs sont en charge de la gestion des déchets radioactifs et d'autres agents sont en charge de la gestion des déchets conventionnels. La section combustible déchets regroupe également un agent haute maitrise industrielle et des techniciens. Le plan de formation des agents de la section combustible déchets, qui est défini dans la note d'EDF référencée NSPT00044 à l'indice 6, précise l'ensemble des formations existantes par métiers. Les inspecteurs ont relevé que le plan de formation des préparateurs déchets conventionnels et radioactifs est générique et ne précise pas les formations habilitantes ou incontournables par métiers.
Demande A1 : Je vous demande de renforcer votre organisation pour intégrer dans le plan de formation des métiers de la section combustible déchets des formations adaptées aux métiers. Vous veillerez à identifier les formations habilitantes.
## Formalisation Du Compagnonnage
Les inspecteurs ont consulté le plan de formation d'un préparateur déchets radioactifs de la section combustible déchets. Les inspecteurs ont noté que l'ensemble des formations requises avait été réalisé. Cependant, les inspecteurs ont regretté que le compagnonnage qui avait été établit n'ai pas été formalisé.
Demande A2 : Je vous demande pour les prochaines habilitations de prévoir et formaliser le programme de compagnonnage des agents de la section combustible déchets. Mise à jour de la note d'habilitation de l'ingénieur déchets Les inspecteurs ont souhaité consulter la note relative aux habilitations et aux formations requises pour l'ingénieur déchets du site. Cette dernière n'a pas pu être présentée aux inspecteurs. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que cette note n'avait pas été établie et était en cours de rédaction. Les inspecteurs ont rappelé à vos représentants à cette occasion que l'article 2.5.5 de l'arrêté INB dispose que l'exploitant : « *[…] prend les dispositions utiles en matière de formation afin de* maintenir ces compétences et qualifications pour son personnel […] ».
Demande A3 : Je vous demande finaliser la rédaction de la note de formation et d'habilitation de l'ingénieur déchets dans les meilleurs délais. Vous veillerez, à cette occasion, à décliner les exigences requises pour l'ingénieur déchets actuellement en poste.
## Exploitation Du Bte
Les inspecteurs ont effectué une vérification de conformité du BTE au regard des exigences mentionnées dans son référentiel D5380 NTDN01255 indice 6. Les inspecteurs ont relevé que le local broyage n'est pas mentionné dans le référentiel et que l'utilisation des fûts plastiques au niveau de la mezzanine n'est pas autorisée. Les inspecteurs ont également constaté la présence d'un entreposage de batteries usagées non autorisé dans ce référentiel. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que cet entreposage de batteries usagées issues des engins utilisés en zone contrôlée était récent. De plus, les inspecteurs ont constaté que les quantités maximales de déchets admissibles dans le BTE définies dans son référentiel ne sont pas opérationnelles et ne permettent pas au personnel en charge de la surveillance de vérifier aisément le respect des conditions d'entreposage. Demande A4 : Je vous demande de mettre à jour le référentiel du BTE pour indiquer l'exhaustivité des activités autorisées au BTE ainsi que les quantités maximales de déchets opérationnelles, et à défaut de mettre en conformité le BTE dans les meilleurs délais. Demande A5 : Je vous demande modifier votre organisation pour permettre la prise en charge de nouveaux déchets au BTE. Vous veillerez à faire apparaitre une analyse de risques associées à l'entreposage de ces déchets. L'article 6.7 de l'arrêté INB stipule que : « l'exploitant s'assure, lors du conditionnement des déchets provenant d'une zone à production possible de déchets nucléaires, de la compatibilité des colis de déchets produits avec les conditions prévues pour leur gestion ultérieure. »
L'inspection a mis en évidence, lors de la visite du BTE de la présence d'un sac de déchets dans lequel était conditionné des gants en coton neufs. Les inspecteurs ont également relevé la présence d'un sac réservé aux outillages contenant des déchets divers. Bien que la situation du BTE se soit nettement améliorée, par rapport à la visite décennale réalisée en 2017, ces écarts mettent en évidence la mauvaise pratique constaté par ailleurs sur l'utilisation des sacs de déchets. Demande A6 : Je vous demande de réfléchir à la mise en œuvre de dispositions pour vous assurer de la bonne utilisation des sacs de déchets. L'article 6.3 de l'arrêté INB stipule que : *« L'exploitant établit un plan de zonage des déchets. Il 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 ».
L'inspection a mis en évidence la présence dans l'huilerie du BTE d'un fût contenant de la graisse datant de 2010 et d'un fût d'huiles usagées en remplissage depuis 06/02/2014. Ces deux fûts ne respectent pas les durées d'entreposage définies dans le référentiel du BTE. De plus, ces deux fûts n'apparaissaient pas dans l'inventaire de l'huilerie bien que celui-ci datait du 28 mai 2018. Demande A7 : Je vous demande, pour ces fûts en dépassement de durée d'entreposage dans le BTE, d'expliquer les raisons qui empêchent leur expédition ou traitement.
## B. Compléments D'Information Fuite D'Eau Au Niveau De La Toiture Du Bte
Lors de la visite du BTE, les inspecteurs ont constaté la présence d'une fuite d'eau provenant d'une inétanchéité de la toiture du BTE. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que la réparation de la toiture était planifiée lors de la semaine 32. Demande B1 : Je vous demande de confirmer à la division de Lyon de l'ASN la bonne réalisation des travaux de réparation de la toiture du BTE.
## C. Observations
C1 : Les inspecteurs ont bien noté que la liste des activités importantes pour la protection (AIP)
des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement allait être mis à jour par EDF pour les activités de conditionnement des déchets. Vous veillerez également à y associer les exigences définies associées à ces AIP conformément à l'article 2.5.2 de l'arrêté INB.
C2 : Les inspecteurs ont noté que la mise en place du scanner à rayons X au niveau de la zone de tri des déchets du bâtiment des auxiliaires nucléaire (BAN) du réacteur 2 a permis de fluidifier l'évacuation des déchets vers le BTE. Les inspecteurs ont noté que cet appareil allait également être mis en place dans la zone de tri du BAN du réacteur 1.
C3 : Les inspecteurs ont noté positivement l'exploitation de la déchèterie conventionnelle du site.
* * *
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de **deux mois**, sauf mention contraire. 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.
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division de Lyon de l'ASN
Signé par Olivier VEYRET |
INSSN-CAE-2018-0086 | DIVISION DE CAEN
Caen, le 24 juillet 2018 N/Réf. : CODEP-CAE-2018-037881 Monsieur le Directeur de l'établissement ORANO Cycle de La Hague BEAUMONT-HAGUE
50 444 LA HAGUE CEDEX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Etablissement de la Hague Inspection n° INS-CAE-2018-0086 du 29/05/2018 Respect des engagements 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 a eu lieu le 29 mai 2018 à l'établissement ORANO Cycle de La Hague sur le thème du respect des engagements pris auprès de l'ASN. 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 29 mai 2018 a concerné l'organisation de l'établissement de la Hague mise en place pour assurer le suivi des engagements pris auprès de l'ASN, principalement à la suite d'inspections réalisées en 2017 ou d'événements significatifs survenus cette même année. Les suites données à l'inspection sur le même thème menée le 30 mai 2017 ont été examinées. Les inspecteurs se sont attachés à contrôler le respect des procédures internes de l'exploitant en matière de gestion et suivi des engagements pris auprès de l'ASN, puis à réaliser des contrôles par sondage de la qualité du renseignement de l'application informatique dédiée appelée IDhall sur laquelle repose la démonstration de la maîtrise des engagements pris. Enfin, les inspecteurs ont examiné les contrôles et vérifications menés, en particulier par la filière indépendante de sûreté. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour respecter les engagements pris auprès de l'ASN apparaît globalement satisfaisante. Toutefois, l'exploitant devra poursuivre les efforts entrepris pour améliorer la rigueur du suivi des engagements pris auprès de l'ASN
ainsi que la structuration et le formalisme des actions de vérification menées en la matière. En effet, l'exploitant doit être en mesure de justifier l'effective prise en compte des engagements qu'il prend ainsi que la pertinence de ses actions de vérification et de l'exploitation de leurs résultats.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Vérification Du Renseignement De L'Outil Idhall De Suivi Des Engagements
Les articles 2.4.1 et 2.4.2 de l'arrêté du 7 février 2012 disposent que : «
## Article 2.4.1
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.
## Article 2.4.2
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.» Le système de management intégré (SMI) de l'exploitant comporte des processus et des procédures permettant, entre autres, de se conformer aux dispositions des articles 2.4.1 et 2.4.2 de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base. Le SMI de l'exploitant comprend la procédure 2002-14458 v14.0 qui porte sur le suivi des réponses et des engagements de l'établissement de La Hague vis-à-vis de l'ASN. Les diverses étapes du suivi des engagements et les responsabilités ad hoc y sont décrites. Elle prévoit notamment les modalités de renseignement de l'outil IDhall de suivi des engagements ainsi que la réalisation a minima annuelle d'une vérification appelée Gemba visant à contrôler la qualité du renseignement de l'outil IDhall pour le cas des engagements pris auprès de l'ASN. Les inspecteurs ont noté que l'exploitant réalise des vérifications de type Gemba sur bon nombre de thématiques dont le suivi des engagements1 pris auprès de l'ASN. Mais, ces vérifications s'avèrent ciblées et pratiquées par sondage. Elles ne portent pas sur l'ensemble des engagements pris auprès de l'ASN, ce qui est l'attendu de la procédure 2002-14458 précitée. Je vous demande de vous conformer à la procédure 2002-14458 précitée de votre SMI, notamment en procédant à une vérification systématique et exhaustive du respect des engagements pris auprès de l'ASN.
## A.2 Animation Et Partage Des Responsabilités En Matière De Suivi Des Engagements
L'établissement dispose d'une note d'organisation référencée 2017-29818 v1.0 définissant le partage des responsabilités opérationnelles entre la direction DSSEP/SE2 et les unités opérationnelles (UO)3 qui traite des engagements et mentionne, selon les tâches à réaliser, les responsabilités respectives de chacun et la fréquence de ces tâches. Par exemple, il y est précisé que :
-le pilotage des revues IDhall « axe ASN » de l'installation (ie des engagements pris auprès de l'ASN) incombe à l'adjoint du chef d'installation (ACI) ; -l'ingénieur sûreté opérationnel (ISO), l'ACI et le chef d'installation (CI) au besoin et le responsable sûreté de l'UO concernée et/ou son adjoint au besoin contribuent aux revues IDhall à une fréquence a minima mensuelle ; -le traitement des engagements en retard ou à échéance proche et avec difficultés est examiné lors de la revue mensuelle entre le directeur de l'UO concernée et le responsable de sûreté et son adjoint. Les inspecteurs ont consulté des comptes rendus de revues périodiques d'avancement des engagements. Ils ont noté que les pratiques de formalisation différaient notablement, selon les ateliers, et même au sein d'une même UO. Ils ont relevé que ces revues périodiques n'étaient pas calées sur la fréquence mensuelle mentionnée dans la note d'organisation 2017-29818 précitée. L'intitulé de cette note comporte certes le terme « Guide », ce qui, aux dires des représentants de l'exploitant, laisserait une souplesse d'appréciation de la fréquence des revues. Les inspecteurs ne partagent pas cette approche dans la mesure où la fréquence de ces revues périodiques n'est pas fixée dans la procédure 2002-14458 v14.0 précitée. Il appartient à l'exploitant de s'engager sur une fréquence de réalisation de ces revues. Je vous demande de respecter les dispositions de la note d'organisation référencée 2017-29818 v1.0 définissant le partage des responsabilités opérationnelles entre DSSEP/SE et les UO s'agissant de la fréquence des revues liées au suivi des engagements. Je vous demande d'examiner l'opportunité de définir un standard pour la formalisation de ces revues.
## A.3 Objectif(S) De Traitement Des Engagements
Dans le cadre de la démarche réglementaire d'amélioration continue, les inspecteurs ont interrogé l'exploitant à propos du ou des objectifs de traitement des engagements définis pour l'établissement. L'exploitant a fait état de l'objectif de la direction DSSEP/SE, mais il n'y a pas d'objectif global pour l'établissement en la matière. De plus, les représentants de l'exploitant n'avaient pas connaissance d'objectifs fixés à d'autres entités de l'établissement. Je vous demande de définir, à l'instar de ce que fait DSSEP/SE, un objectif de traitement des engagements pour l'ensemble de l'établissement.
## A.4 Information De L'Asn Du Non-Respect Du Délai De Mise En Œuvre D'Un Engagement
Les inspecteurs ont consulté l'état d'avancement d'engagements, notamment pris à la suite d'inspections de l'ASN. Ils ont noté que, pour certains, le délai de mise en œuvre mentionné à l'ASN dans les réponses aux lettres de suite des inspections n'était pas respecté sans pour autant qu'il y ait eu une information de l'ASN autre que celle donnée dans le bilan annuel des engagements de l'année N transmis à l'ASN en avril de l'année N+1. L'exploitant a précisé qu'il informait l'ASN des difficultés à respecter les engagements pris préalablement à leur terme dans la plupart des cas à l'exception de ceux pris suite aux inspections. Les inspecteurs ont relevé que les engagements répondant à des demandes d'actions correctives formulées suite à des inspections constituaient a priori des actions de mise en conformité avec le référentiel réglementaire. Toute retard dans le traitement de l'écart à l'origine de l'engagement doit être porté à la connaissance de l'ASN. Pour les engagements ASN pris suite aux inspections, je vous demande de m'informer des retards pris et/ou des difficultés rencontrées en fournissant les éléments d'explication et de justification de la nouvelle cible visée. Je vous demande en particulier de me tenir informé de l'avancement des engagements pris suite à l'inspection 2017-0409 du 21 juin 2017 relative aux missions des ingénieurs sûreté exploitation (ISE) pour lesquels de nombreux retards ont été notés.
## A.5 Analyse Des Causes Des Retards
La procédure de suivi des engagements ne prévoit pas de réaliser une analyse des causes des retards observés dans le traitement des engagements. Les inspecteurs ont noté que le processus est bâti de manière à suivre l'avancement des engagements et à traiter au cas par cas les difficultés rencontrées, mais il n'est pas prévu de prendre du recul et d'examiner ces difficultés de manière à déterminer d'éventuelles mesures préventives et à tirer le retour d'expérience des situations rencontrées.
Je vous demande de réaliser une revue périodique au moins annuelle des engagements intégrant l'analyse des causes des retards et/ou difficultés rencontrées de manière à dégager des axes d'amélioration de votre processus de suivi des engagements.
## A.6 Vérifications Du Processus De Suivi Des Engagements
Les inspecteurs ont consulté la liste des contrôles menés par la filière indépendante de sûreté sur le thème du suivi des engagements. 50 contrôles appelés Gemba ont été réalisés en 2017. Ils ont porté notamment sur le respect des règles de renseignement de l'outil IDHall et la qualité du renseignement de l'état des actions associées à des engagements (éléments de preuve de traitement, explication sur les difficultés rencontrées,…). Ils ont examiné diverses fiches Gemba sur l'application informatique ad hoc pour 2017 et 2018. Ils ont constaté que l'intitulé du périmètre des contrôles précisé sur des fiches Gemba n'était pas explicite et/ou précis et la formalisation du résultat des contrôles succincte. L'outil informatique « Gemba » a semblé présenter peu de possibilité d'expliciter avec un minimum de détails le résultat des contrôles, rendant ces vérifications faiblement exploitables en termes de retour d'expérience et de justification des contrôles réalisés. Ces constats posent question quant à la traçabilité du travail réalisé et à la qualité de la preuve. Par exemple, le contrôle référencé GEMBA-AA-18050447 fait en mai 2018 et portant sur l'encours des engagements de l'UO « Traitement » ne mentionnait aucune précision sur les engagements effectivement contrôlés. Comme lors de l'inspection n°2017-0406 du 30 mai 2017, les inspecteurs ont de nouveau relevé les limites de l'outil informatique « Gemba » en matière de traçabilité et de possibilité d'exploitation pour tirer des enseignements des résultats des contrôles et améliorer le processus de suivi des engagements.
Vos représentants, utilisateurs de l'outil, ont reconnu qu'il avait un peu évolué, mais les possibilités de renseignement par les agents en charge des vérifications restaient limitées. Je vous demande d'améliorer la traçabilité des actions de vérification du processus de suivi des engagements et l'exploitation de leurs résultats. Je vous demande à nouveau d'améliorer les fonctionnalités de l'outil informatique Gemba de manière à rendre son utilisation plus aisée et à satisfaire aux exigences réglementaires de traçabilité et d'efficacité dans la mise en œuvre de votre SMI. Je vous demande de structurer votre programme de vérifications type Gemba portant sur les engagements en tenant compte du retour d'expérience.
## A.7 Défauts De Renseignement De L'Outil Idhall De Suivi Des Engagements
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage le suivi des engagements avec l'outil IDhall. Ils ont constaté des défauts de renseignement : -pour l'inspection n°2017-0414 relative à la gestion des risques liés aux agressions externes (conditions météorologiques extrêmes notamment), les délais de traitement des engagements pris pour l'atelier R1 n'étaient pas respectés et les causes des retards n'étaient pas mentionnées dans la fiche IDhall correspondante (ID 19302) ; -pour l'inspection n°2017-0443 relative à la maîtrise du confinement dans les ateliers T4 et R4, l'engagement relatif à la mise en place de repères de réglage des gardes hydrauliques de certaines boîtes à gant était soldé sans élément de justification ; -pour l'événement significatif déclaré le 9 mars 2017 relatif au dépassement du délai de réparation de l'un des quatre groupes électrogènes de la centrale de secours, l'engagement de réaliser une maintenance lourde du groupe DA2 a été revu et l'information de sa modification faite à l'ASN par courrier 201820180 du 30 avril 2018, mais le renseignement de la fiche IDhall de suivi n'était pas à jour et comportait une nouvelle date d'échéance non mentionnée dans le courrier précité ; -pour l'événement significatif déclaré le 25 juillet 2017 relatif au dépassement du délai de réparation de deux groupes électrogènes de la CNRS, l'engagement relatif à la surveillance et à la prise de dispositions préventives assurant la pérennité des groupes électrogènes de sauvegarde de l'atelier T0 était déclaré soldé, mais les inspecteurs ne sont pas parvenus à déterminer la nature des dispositions de surveillance et des actions préventives permettant d'assurer la pérennité de la fonction. Je vous demande de compléter et/ou mettre à jour le renseignement des fiches IDhall correspondantes et de veiller à la rigueur et à la complétude des informations jointes, notamment pour attester du solde d'un engagement. Vous veillerez également à ce que les causes de retard dans le traitement d'un engagement soient explicitées et les nouvelles dates « cibles » justifiées.
## B Compléments D'Information B.1 Bilan Annuel Des Engagements Transmis À L'Asn
Comme l'année précédente, l'ASN note que le tableau récapitulatif des engagements en retard, non soldés au 31 décembre 2017 du dernier bilan annuel transmis ne mentionne, pour chacun d'eux, ni la nouvelle échéance avec justification du report, ni un commentaire sur l'état d'avancement. J'ai noté que cette régression d'information résulte d'une évolution de l'application informatique IDhall ne permettant plus de réaliser des extractions comme auparavant et que vous n'envisagiez pas de solution autre que d'aligner vos pratiques sur les possibilités de l'outil. Ces moindres fonctionnalités entraînent d'une certaine manière, une probable diminution de l'efficacité du processus de maîtrise du suivi des engagements, de par la difficulté d'établir aisément un état à la fois global et précis de la situation de l'établissement. Je vous demande de rechercher les moyens de transmettre à l'ASN le bilan annuel des engagements avec le niveau d'information d'avant 2016. Vous m'informerez des mesures prévues pour améliorer les bilans transmis.
## B.2 Hiérarchisation Des Engagements
La procédure de suivi des engagements « ASN » 2002-14458 v14.0 prévoit une gestion particulière des engagements ASN identifiés dans l'outil de suivi IDhall comme à « enjeu de sûreté ». Ces derniers correspondent à ceux pris dans les comptes rendus d'événement significatif de niveau 1 et plus, à ceux liés à des décisions de l'ASN ou à des demandes du Comité de sûreté du groupe après concertation avec le service DSSEP/SE de l'établissement. Les inspecteurs ont relevé qu'une telle approche ne garantit pas que les engagements présentant de forts enjeux de sûreté soient effectivement identifiés comme tels et puissent bénéficier, le cas échéant, d'un examen lors de la première réunion du Comité de sûreté de l'établissement de l'année N+1 lorsque le délai initial de traitement dudit engagement à enjeu de sûreté est dépassé au 31 décembre de l'année N conformément au point 9 de la procédure 2002-14458 précitée. Pour les inspecteurs, la définition actuelle des engagements à enjeu de sûreté semble trop restrictive pour ceux résultant de l'exploitation des installations. Les inspecteurs n'ont pas relevé d'autre critère de hiérarchisation que ceux associés aux engagements à enjeu de sûreté figurant dans la procédure 200214458 et ces derniers entraînent une représentation très significative des engagements liés aux décisions de l'ASN. Le suivi des engagements est à proportionner aux enjeux de sûreté. Dans la procédure actuelle de suivi des engagements, l'identification des engagements à enjeu de sûreté n'est pas fondée sur une analyse des enjeux associés. Je vous demande d'examiner l'opportunité de procéder à une hiérarchisation des engagements basés sur les enjeux de sûreté, mais aussi ceux de radioprotection et de protection de l'environnement de manière à proportionner leur suivi et les contrôles associés.
## C Observations Néant
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.
La chef de division, Signé Hélène HERON |
INSSN-OLS-2018-0638 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2018-030285 Orléans, le 19 juin 2018 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de Dampierre-en-Burly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre - INB n° 84 et 85 Inspection n° INSSN-OLS-2018-0638 du 31 mai 2018 « Systèmes électriques et contrôle-commande »
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 31 mai 2018 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « Systèmes électriques et contrôle-commande ». 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 31 mai 2018 avait pour objectif de contrôler les dispositions déclinées par le CNPE pour s'assurer de la disponibilité des systèmes électriques et contrôle-commande. Les inspecteurs se sont principalement intéressés aux systèmes de protection du réacteur (RPR), de mesure de la puissance neutronique (RPN) et de commande des grappes - groupe de compensation de puissance (RGL). Dans ce cadre, les inspecteurs ont examiné les bilans de santé afférents aux systèmes précités. Ils ont également contrôlé par sondage la réalisation d'essais périodiques (EP) en examinant les gammes opérationnelles renseignées, les demandes de travaux en cours ou réalisés (DT), les plans d'action (PA) et les fiches SAPHIR concernant plusieurs matériels de ces systèmes de contrôle-commande. Les inspecteurs se sont rendus dans la salle des machines pour observer l'état général des alternateurs des réacteurs n° 3 et 4. Ils ont également inspecté des locaux abritant différentes batteries au plomb ainsi qu'une partie du bâtiment électrique du réacteur n°3, notamment un des local du système RPR. Ils ont ensuite inspecté la face arrière des panneaux de contrôle de la salle de commande du réacteur n°3 afin d'y contrôler l'état des matériels. Enfin, les inspecteurs ont vérifié par sondage la mise en œuvre effective de différentes dispositions prises par votre site quant aux événements significatifs déclarés à l'ASN et à la suite des précédentes inspections menées sur les systèmes électriques et contrôle-commande. L'ASN tient à souligner la bonne tenue des installations et des dossiers examinés. Si l'état apparent des matériels et équipements des systèmes inspectés était satisfaisant, les inspecteurs ont relevé plusieurs écarts lors de la visite terrain qui donnent lieu à des demandes de compléments d'information.
## A. Demande D'Actions Correctives Fiche Saphir N°10665803 - Problème De Régulation Des Grappes
Lors du redémarrage du réacteur n°2 après arrêt fortuit en septembre 2017, vous avez émis un événement intéressant pour la sûreté suite à un problème de régulation des grappes. Cet évènement a donné lieu à une fiche d'analyse simplifiée présentant des actions correctives satisfaisantes. Toutefois, les causes profondes de cet événement mentionnent l'absence d'un référentiel et d'un mode opératoire clairement définis pour l'activité de calcul et d'implantation de la courbe G5, ce qui interroge l'équipe d'inspecteurs.
Demande A1 : je vous demande d'identifier toute opération liée à la maitrise de la réactivité qui ne présente pas de référentiel et/ou mode opératoire définis. En présence de situations analogues, vous prendrez les actions correctives adaptées aux enjeux sûreté.
## Alternateurs Des Réacteurs N°3 Et 4
Lors de la visite terrain en salle des machines les inspecteurs se sont plus particulièrement intéressés à l'état général des alternateurs des réacteurs n°3 et 4. Ils ont notamment relevé la présence d'un écrou dans le bac de collecte des lignes de purges directement en face de 3GRV002BA. La présence en de multiples endroits d'huile a été constatée au sol sous les alternateurs, sur leur bâti et notamment au niveau des goupilles de centrage ainsi que sur le toit du bungalow abritant les armoires électriques 3GEX001AR. Si ces constats ne relèvent pas de la sûreté des installations, ils relèvent des conditions d'exploitation garantissant l'absence d'impact de vos matériels sur l'environnement. Enfin, les inspecteurs ont relevé la présence d'une balise de détection d'hydrogène sur le bâti de l'alternateur du réacteur n°3, balise non présente sur l'alternateur du réacteur n°4.
## Demande A2 : Je Vous Demande De :
- **procéder au nettoyage de l'huile relevée par les inspecteurs ;** - **m'indiquer le rôle de l'écrou présent dans le bac de collecte et de le remettre à sa place ;** - **me justifier la présence de la balise de détection d'hydrogène sur l'alternateur du**
réacteur n°3.
## B. Demandes De Compléments D'Information 4Rgl003Ar - Courants De Bobines Hors Tolérances Dt N°00514846
Lors de la consultation des demandes de travaux sur le système RGL, les inspecteurs ont demandé à avoir plus de détails concernant la demande de travaux émise sur 4RGL003AR qui présente des courants de bobines hors tolérances. Si les courants sont hors tolérances, les inspecteurs s'interrogent sur les conséquences du non-respect d'un critère de courant de bobine vis-à-vis de la disponibilité du matériel. De plus, le traitement de cette demande de travaux est prévu sur l'arrêt pour visite partielle du réacteur n°4 en 2020. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter d'éléments complémentaires en séance. Demande B1 : je vous demande de me justifier la disponibilité de 4RGL003AR ainsi que l'acceptabilité du délai de traitement associé au traitement de cette demande de travaux. Vous me fournirez l'analyse d'impact du dépassement des courants de bobines de l'armoire 4RGL003AR.
## Tenue Sismique Des Chemins De Câbles Reliés À Des Équipements Qualifiés
Pendant l'inspection, les inspecteurs se sont intéressés à la façon dont les câbles entre les différents éléments qualifiés étaient installés et maintenus et quelles étaient les précautions pour assurer le maintien de leur qualification (sismique et résistance aux perturbations électromagnétiques). Concernant le maintien de la qualification sismique, vos représentants n'ont pas été en mesure de nous indiquer si cette problématique faisait l'objet d'études spécifiques comprenant, notamment, des relevés sur le terrain du volume de câbles présents dans les chemins de câbles. Lors de la visite, les inspecteurs ont constaté que la capacité de certains chemins de câbles était insuffisante pour contenir tous les câbles présents. Une partie de ces câbles n'est d'ailleurs plus utilisée.
Au regard de ces pratiques d'installation, les inspecteurs s'interrogent sur la tenue sismique des chemins de câbles.
Demande B2 : je vous demande de me justifier que les chemins de câbles permettent de garantir la tenue au séisme des câbles d'alimentation des matériels qualifiés. Demande B3 : je vous demande de m'indiquer si une opération de retrait des câbles inutilisés est prévue au niveau national.
## Analyse Des Fiches Saphir Et Plans D'Action
Vos représentants n'ont pas été en mesure de fournir aux inspecteurs un certain nombre d'éléments complémentaires lors de l'analyse des fiches SAPHIR et plans d'action afférents aux systèmes RPR, RPN et RGL.
Demande B4 : je vous demande de :
- **me fournir la confrontation CE/IS du PA n° 00095012 DAM - 3RPN446ID - Hors**
critère lors de l'EPA RPN 422 [RGE A] ;
- me fournir l'expertise de la carte électronique associée à l'événement de la fiche SAPHIR n° 10655303 ;
- m'indiquer si l'événement associé à la fiche SAPHIR n°10658803 a donné lieu à une analyse.
Entretien des écrans, câbles sectionnés ou non connectés en salle de commande Lors de l'inspection de la face arrière des panneaux de contrôle de la salle de commande du réacteur n°3, les inspecteurs ont constaté des fils associés au système DVN déconnectés depuis octobre 2017 en attente de la modification PNPP1150 ainsi qu'une gaine déconnectée enroulée au sol de l'armoire T02. Il a également été constaté que les écrans 3DTL001 et 002HV présentent une étiquette avec la mention « Prochaine visite en 2015 ». Vos représentants nous ont indiqué que vous aviez changé de prestataire et que ce dernier n'appose pas de nouvelle étiquette lors de l'entretien annuel de ces écrans. Les inspecteurs ont relevé plusieurs câbles sectionnés au niveau des armoires T06 et T08. Demande B5 : je vous demande de :
- **m'indiquer en quoi consiste la modification PNPP1150 et l'impact de ces**
indisponibilités ;
- **m'indiquer l'utilité de la gaine enroulée au sol dans l'armoire T02 ;**
- **me justifier que les écrans 3DTL001 et 002HV ont bien été entretenus annuellement ;**
- me justifier le caractère acceptable des câbles sectionnés au niveau des armoires T06 et T08.
## Locaux Batteries Au Plomb 3Lac001Bt Et 3Lab001Bt
Lors de la visite des locaux abritant des batteries au plomb, les inspecteurs se sont interrogés sur le rôle des caillebotis de bois au sol. Vos représentants n'ont pas été en mesure de fournir d'explication aux inspecteurs. Les inspecteurs ont également relevé la présence d'une plaque de plexiglas protégeant les connectiques des câbles des batteries et se sont interrogés sur la tenue au séisme de ce dispositif. Vos représentants nous ont indiqué que ces batteries n'étaient pas des EIP.
Demande B6 : je vous demande de m'indiquer le rôle des batteries abritées dans les locaux 3LAC001BT et 3LAB001BT.
Demande B7 : je vous demande de m'indiquer le rôle des caillebotis de bois et de les replacer conformément à l'attendu dans l'ensemble des locaux dans lesquels ils sont présents.
## C. Observations
C1 - Lors de la consultation des bilans systèmes, les inspecteurs ont pu retrouver les différentes problématiques relevées au travers des demandes de travaux, plans d'action et fiches SAPHIR
consultés par ailleurs. Ces bilans sont donc à l'attendu et représentatifs de l'état de santé des systèmes inspectés. C2 - Lors de la consultation des fiches SAPHIR, les inspecteurs ont constaté que trois de ces fiches concernent le même événement. Les inspecteurs notent que cela peut nuire à la bonne capitalisation de l'information.
C3 - Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont relevé une tuyauterie décalorifugée au niveau de 3GRV002BA et invitent le site à y remédier.
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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 à l'exception de la demande B1 pour laquelle une réponse est attendue sous quinzaine. 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 Signé par : Pierre BOQUEL |
INSSN-OLS-2018-0660 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2018-021877 Orléans, le 15 mai 2018 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Saint-Laurent-desEaux BP 42 41200 SAINT LAURENT NOUAN
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux– INB n° 100 Inspection n° INSSN-OLS-2018-0660 du 25 avril 2018 « Systèmes auxiliaires »
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 25 avril 2018 au CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux sur le thème « Systèmes auxiliaires ». 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 « Systèmes auxiliaires » et plus précisément les systèmes REA (injection d'eau et de bore dans le circuit principal), RCV (contrôle volumétrique et chimique du circuit principal) et PTR (remplissage et refroidissement des piscines). Les inspecteurs ont effectué une visite de la bâche et des échangeurs PTR du réacteur n° 1, des pompes de charge RCV du réacteur n° 2 et des bâches REA remplies en eau pour les communs de tranche. Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent la situation comme améliorable. En effet, la maintenance de ces systèmes est basée sur la méthode de maintenance dénommée « AP913 » qui permet d'adapter le programme de maintenance en fonction de l'état réel de l'installation. Néanmoins, depuis que les périodicités des bilans de santé des systèmes sont directement modulables par les CNPE, peu de bilans de santé ont été effectués et leur complétude n'est pas à l'attendu. De plus, l'indisponibilité d'une bâche REA eau depuis 2008, matériel classé équipement important pour la protection (EIP), nécessite des actions de correction efficaces.
## A. Demandes D'Actions Correctives Réalisation Des Bilans De Santé Des Systèmes Auxiliaires Selon L'Ap913
L'article 2.5.1 II de l'arrêté du 7 février 2012 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. » Le CNPE de Saint-Laurent met en œuvre la méthode de maintenance dénommée « AP-913 ».
L'objectif de cette méthode est de réduire significativement les défaillances des systèmes jugés critiques ou importants pour la sûreté de l'installation. Elle repose notamment sur une implication forte du management, sur une approche transverse des métiers, sur une surveillance de l'état des systèmes et sur le traitement réactif du retour d'expérience. Périodiquement, les filières « système » du service
« fiabilité » établissent des bilans de santé basés sur une visite de terrain et sur les évènements impliquant le système considéré. Les bilans de santé d'un système donnent une vision de sa fiabilité sur les différents réacteurs d'un CNPE, en se basant notamment sur des indicateurs définis par vos services centraux. Il est ensuite nécessaire d'établir, pour chaque indicateur dégradé, un plan d'action nécessaire au rétablissement de la fiabilité du système. Depuis le courrier D455016020990 datant de 2015, les sites ont la responsabilité d'établir une périodicité et des critères adaptés aux bilans de santé de l'AP913, « tout en maintenant une limite de temps maximale de production entre deux bilans. » Les intervenants ont indiqué que ces éléments n'ont pas été formalisés par le CNPE de Saint-Laurent. L'ingénierie nationale d'EDF considère comme optimale la réalisation d'un bilan de santé trimestriel pour RCV et PTR et semestriel pour REA (D4550.31-10/4506 AP913 - Règles d'établissement des bilans de santé). Il apparait que depuis 2015, REA et PTR n'ont pas fait l'objet de bilans de santé. Dans la même période, RCV a fait l'objet d'un bilan de santé en 2017 concluant à un état du système jugé « bon ». Toutefois, les intervenants n'ont pas été en mesure d'indiquer sur quels critères se basait cette analyse. Parmi les 19 critères suggérés par le national, les inspecteurs n'en ont relevé que deux dans ce bilan. Au cours de l'inspection, il a été fait mention d'évènements pouvant impacter l'état général et la fiabilité des matériels des circuits examinés. Les intervenants n'ont pas été en mesure d'apporter les éléments démontrant que ces évènements avaient fait l'objet d'une analyse globale permettant de s'assurer que la maintenance était adaptée à l'état réel et à l'historique de l'installation. Demande A1 : je vous demande de prendre les dispositions nécessaires de façon à garantir l'analyse de l'état réel des systèmes de votre installation et l'adaptation de la maintenance à celui-ci, conformément à votre méthode AP913. Vous me rendrez compte des actions mises en place.
L'arrêté du 7 février 2012 dispose que : « Article 2.5.1 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.
Article 2.6.3 I L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : […] définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; mettre en œuvre les actions ainsi définies.
Article 4.1.1 L'exploitant prend toutes dispositions, dès la conception, pour limiter les rejets d'effluents de l'installation. » Le rapport définitif de sûreté de votre installation spécifie au paragraphe II -7.5.4.1.3 : « La capacité utile des 2 réservoirs de stockage d'eau déminéralisée dégazée permet de réaliser la dilution nécessaire pour effectuer la montée en puissance depuis l'état froid sur une tranche, en fin de cycle combustible. […] En fonctionnement en puissance et en attente à chaud, chaque réservoir contient au minimum le volume d'eau nécessaire pour compenser la contraction du fluide primaire résultant du passage de la pleine puissance à l'arrêt à froid d'une tranche. » Vos spécifications chimiques du système REA indique que la conduite à tenir est : « Si [la teneur en oxygène est hors critère] sur le réservoir en service : en respectant le volume minimum requis par les STE (spécifications techniques d'exploitation), utiliser l'autre réservoir et engager sur celui hors spécification les actions pour retrouver une teneur en [oxygène conforme au critère]. » Vos représentants ont déclaré que la bâche 9REA002BA était indisponible depuis 2008, vos équipes n'arrivant pas à respecter le critère de teneur en oxygène requis par vos STE. Cette situation n'est pas suivie dans votre système de gestion des écarts, alors que le paragraphe consacré à la déclaration des écarts de vos spécifications chimiques indique que « pour les paramètres STE : Tout dépassement d'une des valeurs limites [constitue un écart]. » Vos représentants ont indiqué ne pas pouvoir apporter la preuve des actions entreprises entre 2009 et 2016. Un certain nombre d'opérations ont certes été effectuées à partir de 2015 pour tenter de résoudre le problème ; néanmoins, l'utilisation permanente du second réservoir depuis 2008 empêche toute action de maintenance sur ce second réservoir. Le système REA eau se trouve défiabilisé par l'absence de redondance des réservoirs prévue par le rapport définitif de sûreté. Les agents présents ont indiqué que les essais réguliers de remise en service de la bâche jusqu'à l'année dernière avaient généré des effluents se comptabilisant en dizaine de milliers de mètres cubes. Vous avez aussi indiqué qu'un nouveau diagnostic était prévu au deuxième semestre, mais qu'en mai vous alliez réessayer une nouvelle remise en service qui pourrait générer, selon l'hypothèse haute, 4700 mètres cubes d'effluents. Les inspecteurs ont bien noté que vous ne considérez pas être en écart à la réglementation ou à votre référentiel et que la problématique se posait également sur d'autres sites EDF. Demande A2 : je vous demande d'intégrer cet évènement à votre système de gestion des écarts. En outre, vous vous interrogerez sur la pertinence de la déclaration d'un évènement significatif au titre de la sûreté et de l'environnement. Demande A3 : je vous demande de réaliser les diagnostics que vous estimez nécessaires avant de remettre la bâche en service de façon à limiter la génération d'effluents. L'article 2.6.3 I de l'arrêté du 7 février 2012 dispose que « l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : […] définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; mettre en œuvre les actions ainsi définies. » Vos spécifications techniques d'exploitation indiquent que « suite à la découverte d'un évènement fortuit, l'exploitant doit, dans tous les cas, tout mettre en œuvre pour revenir à la situation normale dans les plus brefs délais »
(chapitre Généralités, paragraphe VII.2). Votre procédure n° 0523 Gestion du stock de sécurité local (SSL) indique : « Le stock de sécurité local est constitué des pièces de rechange capables de satisfaire les besoins engendrés par la survenance de défaillances impactant la sûreté ou la disponibilité des installations avec un délai de réalisation de l'intervention inférieur ou égal à 24h, pour tous les domaines de fonctionnement. »
Les inspecteurs ont constaté que le SSL n'était approvisionné que pour environ 90 % des quelques 700 pièces de rechange prévues. Cette proportion était globalement similaire (87 %) en 2016. De plus, il a été constaté que vous ne disposiez pas d'une pièce de rechange que vous avez pourtant commandée en 2006 (référence X8342031). Les intervenants ont signalé que la situation était conforme au regard des objectifs d'EDF, mais n'ont pas pu justifier du caractère acceptable d'un point de vue sûreté de l'absence des pièces manquantes. Demande A4 : je vous demande de prendre les mesures permettant de disposer sur site d'un stock de sécurité local de pièces de rechange permettant d'assurer la sûreté de l'installation.
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## B. Demandes De Compléments D'Information Supportages De La Bâche Ptr Du Réacteur N° 1
Les inspecteurs ont constaté que certains supportages de la bâche PTR du réacteur n° 1, notamment les numéros 7, 8, 31 et 34, étaient attaqués par de la corrosion et que le joint les reliant au génie civil était décollé. Demande B1 : je vous demande de m'apporter les éléments démontrant l'acceptabilité de cette situation au regard de votre référentiel.
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## Fuite De 2Rpe280Vd
Les inspecteurs ont constaté une fuite importante de la vanne 2RPE280VD dans le local des pompes de charge RCV. Cette fuite s'écoule principalement dans la rigole d'évacuation prévue dans ce local. Demande B2 : je vous demande de caractériser ce constat et de le corriger. Les inspecteurs ont constaté un dépôt blanc au niveau de l'accouplement de la pompe 2RCV001PO,
qui semble être du bore.
## Demande B3 : Je Vous Demande De Caractériser Ce Constat Et De Le Corriger.
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## C. Observation Etat Général Des Installations Lors De La Visite Terrain
C1 : Les inspecteurs tiennent à souligner la bonne tenue générale des installations dans les locaux visités lors de l'inspection.
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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, 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 Alexandre HOULÉ |
INSSN-LYO-2018-0427 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 25 avril 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-019428 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 Centrale nucléaire du Tricastin (INB n°87 et 88) Thème : « Supportage CPP/CSP »
## Référence À Rappeler Dans Vos Correspondances : Inssn-Lyo-2018-0427
Références : [1] Code de l'environnement, son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décret n°2016-1925 du 28 décembre 2016 relatif au suivi en service des appareils à pression [3] Arrêté du 10 novembre 1999 relatif à l'exploitation des CPP-CSP [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 prévu au code de l'environnement en référence [1], une inspection courante a eu lieu les 3 et 4 avril 2018 sur la centrale nucléaire du Tricastin, sur le thème « Supportage du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux (CPP/CSP) ».
A la suite des constatations faites à cette occasion par les inspecteurs, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de cette inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de la centrale nucléaire du Tricastin des 3 et 4 avril 2018 concernait le thème « Supportage du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux (CPP/CSP) ». Elle a plus particulièrement porté sur : - les conditions de contrôle des supportages CPP/CSP, y compris les dispositifs anti-débattements (DAD) et les dispositifs auto-bloquants (DAB) au regard des dispositions de l'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 et des documents de maintenance répondant aux exigences de cet arrêté ; - la conformité des supports et ancrages des armoires de pilotage des soupapes SEBIM. Les inspecteurs ont procédé à un examen des documents prescriptifs et des enregistrements inhérents à la maintenance des supports ainsi qu'à une inspection de terrain des installations du réacteur 4 en arrêt pour visite partielle. L'examen documentaire a principalement porté sur : - l'appropriation et l'exécution des programmes de base de maintenance préventive (PBMP), et en particulier :
- les contrôles à chaud et à froid des DAB des tuyauteries du circuit de vapeur principal (VVP) du réacteur 4 ; - l'examen visuel des DAD des gros composants primaires (pressuriseur du réacteur 4) ; - l'examen visuel des supports variables de la ligne d'expansion du pressuriseur (LEP du réacteur 4).
- les enregistrements liés aux contrôles et mesures effectués ; - la surveillance par l'exploitant des prestataires chargés de l'exécution des contrôles des composants de supportage ; - les résultats des contrôles réalisés sur les supports des armoires de pilotage des soupapes SEBIM. Les inspecteurs n'ont pas relevé de dysfonctionnement significatif dans l'application des obligations de surveillance et de maintenance des supportages du CPP/CSP. Les documents et enregistrements sont apparus correctement gérés et accessibles. Cette inspection a toutefois donné lieu à deux constats nécessitant des actions correctives, une demande de compléments et une observation, développés ciaprès.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Les contrôles des supports prévus par les documents de maintenance sont sous-traités à deux prestataires SEGEDI et BOCCARD. Ces prestataires renseignent des gammes de contrôle dont la trame est établie par le site et enregistrent les gammes renseignées, tenant lieu de comptes rendus des résultats des contrôles, dans l'application informatique SDIN. Les inspecteurs ont relevé quelques omissions dans les comptes rendus renseignés par les prestataires au regard des exigences des PBMP ou des programmes nationaux de maintenance (PNM) telles que :
- Gamme PLM GCH03381 de contrôle à chaud des DAB du circuit d'alimentation en eau (ARE)
du réacteur 2 du 08/04/2017 :
absence de mention du relevé de température à chaud ; la gamme n'est pas entièrement renseignée en ce qui concerne la conformité de la position de l'index à chaud et à froid.
- Compte rendu DRT 00395192-01 du 27/08/2015 : absence de signature du contrôleur interne du prestataire dans l'emplacement prévu à cet effet.
Demande A1 : Je vous demande de prendre les dispositions adaptées pour que le contenu des comptes rendus de contrôles, établis en application des documents de maintenance prescrits à l'article 4 de l'arrêté du 10 novembre 1999, soit renseigné de façon exhaustive. Une amélioration de la surveillance des prestataires prévue au Titre II-Chapitre II de l'arrêté du 7 février 2012 devra être apportée sur ce point. La surveillance des prestataires en matière de contrôle des supportages est réalisée par les agents chargés de surveillance du service de maintenance. Cette surveillance est entièrement planifiée et suivie à l'aide du support informatique ARGOS. Elle fait l'objet d'une planification annuelle et de fiches de surveillance intégrées à ARGOS. Cette surveillance porte également sur différents thèmes connexes aux opérations de contrôle prévues par les programmes de maintenance (radioprotection, consignes, accès,
...).
Les inspecteurs ont relevé un faible taux d'exécution de surveillance sur les opérations de contrôles des supports par rapport aux activités connexes précitées. En particulier, dans le cas de l'arrêt du réacteur 4, sur l'ensemble des opérations de surveillance des prestataires SEGEDI et BOCCARD, aucune n'a porté sur les gestes de contrôle périodique des supports.
Demande A2 : Je vous demande d'améliorer la surveillance des prestataires prévue au Titre IIChapitre II de l'arrêté du 7 février 2012 sur les actions spécifiques de contrôle des supportages et d'établissement de leurs comptes rendus.
## B. Compléments D'Information
Une anomalie est apparue en matière d'ancrage dans le génie civil des châssis de supportage des armoires de pilotage des soupapes SEBIM du CPP. En effet, les plans d'origine font état de présence de contre-écrous de freinage (écrous PAL) sur les chevilles de fixation. Or, du fait de tiges filetées parfois trop courtes, ce contre-écrou n'est pas toujours présent. Un plan d'action est en cours de traitement sur le site.
Demande B1 : Je vous demande de tenir informée l'ASN des analyses en cours et des suites que vous donnerez à l'anomalie constatée sur l'ancrage des châssis des armoires de pilotage des soupapes SEBIM (absence de contre-écrous de freinage PAL).
## C. Observations
Les inspecteurs ont constaté la présence et la bonne lisibilité des plaques d'identification sur les différents types de supportage permettant un repérage aisé des matériels. Cependant, les deux supports poids de la LEP ne bénéficient pas de ce type d'identification. Bien que le risque de confusion d'identification reste faible pour ces deux supports, un repérage uniformisé devrait leur être appliqué.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois, sauf mention contraire. 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. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la cheffe de la division de Lyon de l'ASN
signé par Olivier VEYRET
5 |
INSSN-LYO-2018-0780 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 18 avril 2018 XXXXXXX
N/Réf. : Codep-Lyo-2018-018666 Monsieur le directeur Institut Laue Langevin BP 156 38042 GRENOBLE Cedex 9 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Institut Laue Langevin (ILL) - INB n° 67 Référence à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2018-0780 du 5 avril 2018 Thème : « Visite générale - Redémarrage du réacteur »
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 en référence [1], une inspection inopinée de votre établissement de Grenoble a eu lieu le 5 avril 2018 sur le thème « Visite générale - Redémarrage du réacteur ». 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 5 avril 2018 du réacteur à haut-flux RHF (INB n° 67) exploité par l'Institut Laue Langevin (ILL) avait pour principal objectif la vérification du respect de certains engagements préalables au redémarrage du réacteur pris par l'exploitant, de la réalisation des travaux et des essais de qualification de systèmes de sauvegarde réalisées en 2017 et 2018 et de la bonne réalisation de certains essais requis par les règles générales d'exploitation (RGE) du réacteur avant redémarrage. Les conclusions de cette inspection sont satisfaisantes. Les engagements vérifiés par les inspecteurs ont été respectés, la surveillance des sous-traitants pour les prestations qui concernent des éléments importants pour la protection (EIP) est effective et les essais avant redémarrage, consultés par sondage par les inspecteurs, ont été réalisés de manière satisfaisante. L'exploitant devra néanmoins s'assurer que les essais de performance hydraulique du circuit d'eau de nappe (CEN) ont permis sa qualification complète et que l'essai de qualification des automatismes de ce circuit fasse bien l'objet d'une vérification formalisée. En outre, l'exploitant devra prévoir la validation formelle des documents opérationnels lorsqu'ils sont rédigés par le prestataire lorsqu'ils comportent des points d'arrêts « client ». Enfin, l'exploitant devra tirer le retour d'expérience des deux dysfonctionnements relatifs au suivi de la mise en conformité règlementaire d'une nacelle et à la détection fortuite de défauts de soudures réalisées par un sous-traitant sur le circuit de renoyage ultime (CRU).
## A. Demandes D'Actions Correctives Essais Hydrauliques Du Circuit D'Eau De Nappe (Cen)
La mise en œuvre du CEN a fait l'objet d'une demande d'autorisation au titre de l'article 26 du décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007, afin de répondre à une prescription de l'ASN définie dans le cadre du retour d'expérience de l'accident de Fukushima. Au cours de l'instruction de la demande, l'exploitant s'était engagé par courrier du 13 septembre 2017 à réaliser un essai de qualification hydraulique du CEN permettant de s'assurer du bon débit d'injection d'eau dans la piscine et dans le canal 1 du réacteur. L'ASN a autorisé la mise en service de ce circuit par décision n° CODEP-DRC-2017-030058 du 21 novembre 2017. Les inspecteurs ont consulté le compte-rendu de ces essais hydrauliques, prévus par la procédure n° 01443 EP ind. 0 du 28 novembre 2017. Cette procédure à renseigner est « découpée » en plusieurs parties qui disposent chacune d'un cartouche permettant de tracer le visa de l'opérateur réalisant les opérations et du vérificateur. Les inspecteurs ont constaté que plusieurs parties de cette procédure n'avaient pas été réalisées par l'exploitant, sans que l'exploitant ne présente de justification particulière.
1. Je vous demande de vérifier que les essais qui ont été réalisés ont permis de s'assurer effectivement de la qualification hydraulique de toutes les portions de circuit du CEN. Vous vous prononcerez de manière justifiée sur la disponibilité de ce circuit pour le cycle en cours et vous réaliserez, avant le redémarrage suivant, les essais nécessaires à la qualification hydraulique du CEN qui n'aurait pas été réalisés. Vous me transmettrez les éléments de justification associés, notamment la procédure 01-443 complétée.
2. Je vous demande de réaliser un retour d'expérience de la réalisation incomplète de la gamme d'essai de qualification hydraulique, sans justification ni traçabilité suffisante, et de définir des actions correctives pour éviter le renouvèlement de cet écart lors de prochains essais de qualification, à travers l'ouverture d'une fiche d'écart.
## Essais De Qualification De L'Automatisme Du Circuit D'Eau De Nappe (Cen)
Les inspecteurs ont consulté le compte-rendu des essais de qualification de l'ensemble des automatismes du CEN, référencé AQ 0-170 NP ind. A. Une fiche d'essai était jointe à la gamme d'essais pour tracer la date et le visa des opérateurs ayant réalisé les essais, du vérificateur et de l'ingénieur de service. La gamme d'essai était complétée de manière exhaustive, mais la fiche d'essai n'était pas remplie. Ainsi, ces essais n'ont pas fait l'objet d'une traçabilité complète sous assurance de la qualité des opérateurs, ainsi que d'un contrôle par un vérificateur et par un ingénieur de service. L'exploitant a montré aux inspecteurs le compte-rendu d'un essai du CEN avant le dernier démarrage, qui avait été vérifié. Cependant cet essai avant démarrage ne reprend pas toutes les vérifications prévues par l'essai de qualification des automatismes du CEN. Ainsi, ces essais de qualification auraient dû faire l'objet d'un visa des opérateurs et d'un contrôle technique au titre de l'article 2.5.3 de l'arrêté du 7 février 2012 compte tenu du fait qu'il s'agisse d'un essai permettant de qualifier un élément important pour la protection (EIP).
3. Je vous demande de procéder à la vérification de l'essai de qualification des automatismes du CEN, avant le prochain redémarrage du réacteur.
4. Je vous demande d'analyser ce dysfonctionnement et de définir des mesures pour éviter son renouvellement.
## Surveillance Des Intervenants Extérieurs
L'ILL réalise la surveillance de ses intervenants extérieurs, prévue par l'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012, principalement au travers des points d'arrêts prévus dans les Listes des opérations de fabrication et de contrôle (LOFC) ou les Liste des opérations de montage et de contrôle (LOMC), qui sont généralement rédigées par les sous-traitants.
Or, les inspecteurs ont constaté à plusieurs reprises que ces LOFC ou LOMC n'avaient pas été formellement validées par l'exploitant (pour des prestations relatives au circuit d'eau de nappe, au circuit de renoyage ultime et au sas « camion » par exemple). Ainsi, l'exploitant n'a pas formellement donné son accord concernant les points de surveillance qu'il devait réaliser et les points d'arrêt du soustraitant pendant la prestation.
5. Si des actions de surveillance sont définies dans des LOFC ou LOMC rédigées par un sous-traitant, je vous demande de les valider formellement avant le début de la prestation.
En outre, les inspecteurs ont constaté que l'intervenant extérieur ayant réalisé les travaux sur le circuit de renoyage ultime (CRU) avait ouvert 2 fiches d'analyse de non-conformité (ANC) relatives à des soudures non conformes à l'attendu. En effet, une ANC a été ouverte le 22 septembre 2017 concernant « *les supports fixes du CRU n'ont pas été soudés sur les 4 angles des platines conformément aux plans Re-3C-53-P2-* 823_A et Re-3C-53-P2-824_A » et une ANC a été ouverte le 21 décembre 2017 concernant « les platines du CRU ont été soudées avec un décalage horizontal d'environ 44 mm ». Ces ANC ont bien été analysées et soldées avant la mise en service de ce circuit. Ces deux non-conformités ont été détectées de façon fortuite alors que les prestations étaient « réceptionnées » par l'exploitant à travers les LOMC « Supports glissants » et LOMC « Soudage supports fixe et platine vanne pyrotechnique et mise en place de la tuyauterie » toutes deux soldées le 10 août 2017. La 1ère non-conformité a été caractérisée visuellement par l'exploitant et la 2ème nonconformité a été identifiée lors de la pose de la canne du CRU, qui n'était pas possible à cause de la non-conformité. Les deux LOMC indiquent pourtant que des vérifications visuelles et dimensionnelles sur ces soudures ont été réalisées et font l'objet d'un procès-verbal de contrôle. En outre, les inspecteurs ont constaté que le sous-traitant a transmis à l'exploitant, par un rapport du 19 février 2018, des PV de contrôles visuels et dimensionnels des soudures en date du 9 septembre 2017 et du 12 décembre 2017. Ces PV de contrôle ont donc été formellement fournis à l'exploitant après que celui-ci ait réceptionné la prestation et soldé la LOMC. Les inspecteurs s'interrogent donc sur la teneur de la surveillance réalisée par l'exploitant à cette étape. De plus, les LOMC font apparaître que 2 personnes différentes ont réalisé ces contrôles alors que les PV ne mentionnent qu'un seul intervenant.
6. Je vous demande d'analyser l'origine de ces non-conformités et de me faire part de vos conclusions. Vous vérifierez notamment les documents opérationnels et la qualification des personnes ayant conduit les contrôles techniques.
7. A la lumière des conclusions de la demande précédente, je vous demande de réévaluer votre processus de réception des travaux pour déterminer si des actions complémentaires auraient dû ou pu être menées. Vous me tiendrez informé des éventuelles dispositions complémentaires que vous mettrez en place.
Concernant la prestation relative au sas « camion », l'exploitant a indiqué aux inspecteurs qu'il avait réalisé une réunion de clôture avec le sous-traitant concerné, mais qu'elle n'avait pas fait l'objet de traçabilité particulière.
8. Je vous demande de vous assurer que les comptes rendus des réunions de clôture des prestations font l'objet d'une traçabilité sous assurance de la qualité lorsque ces réunions permettent de répondre aux exigences de surveillance de vos sous-traitants.
## Contrôle Des Alarmes Des Diesels D'Ultime Secours (Dus)
Dans le cadre des suites de l'inspection « respect des engagements » du 1er mars 2017, l'exploitant s'était engagé à mettre en place, avant le redémarrage du RHF, un dispositif de contrôle périodique du niveau de liquide de refroidissement des diesels d'ultime secours DUS. Il avait également indiqué par courriel du 27 février 2018 qu'une sonde de niveau du liquide de refroidissement avait été implantée le 6 février 2018 sur chaque DUS avec une alarme en local et une alarme regroupant tous les défauts existants en salle de conduite.
L'exploitant a fourni aux inspecteurs l'autorisation de travail (AT) relative aux opérations présentées ciavant. Néanmoins, il n'a pas pu présenter aux inspecteurs de documentation particulière décrivant précisément les opérations réalisées pour mettre en place cette sonde de mesure ni la preuve de la réalisation du contrôle du bon fonctionnement de l'alarme du niveau bas du liquide de refroidissement en local, qui est également reporté en salle de conduite à travers une alarme commune, afin de qualifier les opérations réalisées.
9. Je vous demande de vérifier la qualité de la modification réalisée et de vous assurer du bon fonctionnement de l'alarme relative au niveau bas du liquide de refroidissement dans les meilleurs délais.
En outre, compte-tenu du caractère « EIP » des DUS, les inspecteurs considèrent que le bon fonctionnement des alarmes des DUS et le bon report de l'alarme regroupée en salle de conduite devraient être contrôlés périodiquement, ce qui n'est aujourd'hui pas le cas.
Les autres alarmes concernées sont notamment :
niveau carburant bas, défaut température haute liquide de refroidissement, défaut pression d'huile trop basse, ouverture des disjoncteurs suite à une surcharge ou un court-circuit, défaut sous-vitesse, défaut survitesse, défaut de non démarrage.
10. Je vous demande de m'indiquer comment ces alarmes sont contrôlées et, si tel n'est pas le cas, d'intégrer ces contrôles au programme d'essai périodique ou de maintenance des DUS.
## Essais Du Relestage Des Installations « Noyau Dur » Sur Perte D'Alimentation Et Reprise En Charge Des Diesels D'Ultime Secours (Dus)
Les inspecteurs ont consulté les deux comptes rendus des essais du relestage des installations « noyau dur » sur perte d'alimentation et reprise en charge des DUS réalisés le 22 février 2018. Ces comptes rendus n'appellent pas de remarque de la part des inspecteurs. Néanmoins, l'exploitant n'a pas prévu de réaliser périodiquement ces essais alors qu'ils permettent pourtant de tester la capacité de reprise en charge globale des DUS en mode manuel et de tester les automatismes de priorité de relestage des circuits de sauvegarde « noyau dur » lors d'une perte d'alimentation en mode automatique.
11. Je vous demande d'intégrer ces essais dans votre programme d'essais périodiques.
## Qualification De La Nacelle Blindée Pour Les Travaux Sur Le Circuit De Renoyage Ultime (Cru)
Dans le rapport RHF n° 560, support à la demande de modification du CRU au titre de l'article 26 du décret n°2007-1557 du 2 novembre 2007, l'exploitant indiquait que *« les opérateurs, en particulier les* soudeurs, qui doivent intervenir en piscine sous le platelage, seront dans une nacelle blindée spécialement développée pour ce chantier. Cette nacelle sera manutentionnée avec le pont du réacteur après accord formel d'un organisme spécialisé [...]. Cet organisme spécifiera l'ensemble des exigences réglementaires nécessaires pour la réalisation de ce chantier et en vérifiera l'application effective. Une procédure spécifique sera évidemment rédigée prenant en compte toutes ces exigences. Conformément aux procédures en vigueur à l'ILL, l'autorisation du travail nécessaire à ce chantier ne pourra pas être délivrée tant que cette procédure n'aura pas été mise en place et validée par toutes les personnes concernées ». Cet organisme spécialisé a réalisé un rapport de vérification de la conformité réglementaire de cette nacelle blindée en date du 6 décembre 2017 concernant sa visite du 17 juillet au 8 août 2017. Ce rapport identifie plusieurs non-conformités et actions à réaliser pour se remettre en conformité :
« *la charge maximale d'utilisation ainsi que le nombre de personnes admises doit être affiché de façon lisible et* durable,
un avertissement affiché dans la nacelle doit préciser que le pont doit être en mode « transport de personne » et la radio-commande du pont présente dans l'habitacle pour toute utilisation en élévation de personnes,
*une plaque de marquage règlementaire CE doit être apposé sur la nacelle* ».
L'exploitant n'a pas été en mesure de montrer aux inspecteurs de quelle façon il s'était assuré de la remise en conformité réglementaire de la nacelle blindée avant son utilisation.
12. Je vous demande d'analyser ce dysfonctionnement et de définir des mesures pour éviter son renouvellement.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Consigne Particulière D'Exploitant (Cpe) No 218 : Armement Du Poste De Contrôle De Secours Pcs3
Dans le cadre des suites de l'inspection du 27 octobre 2017, l'exploitant s'était engagé à mettre à jour la CPE n° 218 relative à l'armement du PCS3 avant le redémarrage du réacteur pour être en cohérence avec le paragraphe 8 de la règle générale d'exploitation (RGE) n° 11. Les inspecteurs ont constaté que cet engagement avait été respecté. Néanmoins, ils ont noté que la CPE n° 218 mise à jour à l'indice H ne spécifiait plus les critères de puissance maximale à respecter comme cela était le cas dans la version précédente.
13. Je vous demande de justifier la suppression de cette exigence dans la nouvelle version de la CPE n° 218. A défaut, vous intégrerez de nouveau cette exigence dans la prochaine mise à jour de la CPE n° 218.
## C. Observations
L'exploitant archive l'ensemble des documents relatifs aux prestations dans des classeurs. Les inspecteurs ont constaté que dans les classeurs relatifs à la prestation du « sas camion », certains documents n'étaient pas dans leur version finalisée ou qu'il en manquait (LOFC ou PV de soudure par exemple). Néanmoins, l'exploitant a apporté rapidement ces documents aux inspecteurs. Les éléments présents dans ces classeurs doivent permettre de rédiger le dossier de synthèse de la qualité de l'équipement concerné.
##
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
Fabrice DUFOUR |
INSSN-LYO-2018-0783 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 29 mai 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-021635 **Monsieur le Directeur du centre nucléaire de**
production d'électricité de Saint-Alban SaintMaurice Electricité de France CNPE de Saint-Alban Saint-Maurice BP 31 38 550 SAINT-MAURICE-L'EXIL
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice (INB n°119 et 120) Inspection INSSN-LYO-2018-0783 du 10 avril 2018 Thème : « Réactive suite départ de feu »
## Référence À Rappeler En Réponse À Ce Courrier : Inssn-Lyo-2018-0783
Références : [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
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, à l'article L596-1 et suivants, une inspection réactive a eu lieu le 10 avril 2018 sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice, à la suite d'un départ de feu.
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 réactive inopinée de la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice du 10 avril 2018 faisait suite à un départ intervenu le 8 avril 2018 sur le réacteur 2 sur un moteur du ventilateur repéré 2 DVN 042 ZV. Au cours de cette inspection, les inspecteurs ont examiné la chronologie des évènements qui ont conduit à cet incendie, les moyens de lutte et les procédures mis en œuvre ainsi que les premiers éléments d'analyse sur ses conséquences sur les matériels impactés. Cet incendie n'a fait ni victime ni blessé. Les inspecteurs se sont ensuite rendus dans le local concerné par le départ de feu qui est situé en zone contrôlée. Il ressort de cette inspection que le sinistre, bien que situé en zone contrôlée, a été de très faible intensité et n'a pas mis en péril la sûreté de l'installation dans la mesure où il s'est produit dans une casemate totalement confinée. Pour ces raisons, les équipes d'EDF ont choisi de ne pas intervenir dans le local où s'est produit le feu. Cependant, les inspecteurs de l'ASN relèvent qu'ils n'étaient de toute façon pas en capacité de le faire eu égard à l'inadaptation de leurs moyens d'intervention face à la situation d'incendie rencontrée, ce qui n'est pas satisfaisant. Plus globalement, il sort de l'inspection qu'EDF doit renforcer son organisation en matière de lutte contre l'incendie.
## Éléments De Contexte
Le réacteur 2 de la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice est à l'arrêt pour maintenance programmée et renouvellement partiel de son combustible depuis le 3 février 2018. Industriellement parlant, il s'agit d'un arrêt de grande ampleur. Le 8 avril 2018 à 22h45, les agents de la salle de commande du réacteur 2 sont alertés par l'apparition d'une alarme incendie d'un départ de feu potentiel dans une zone du réacteur. Conformément aux procédures internes d'EDF, un agent dit de « première intervention » intervient sur les lieux pour procéder à une levée de doute qui vise à confirmer ou non le départ effectif de feu.
A 22h50, cet agent, qui était déjà présent dans le bâtiment concerné, confirme la présence de fumée et de flammes au travers du hublot de la casemate repérée 2NA1017 abritant le ventilateur repéré 2 DVN
042 ZV1. L'agent de terrain applique alors la fiche d'action incendie (FAI) relative au local concerné et coupe l'alimentation électrique du moteur du ventilateur. A 22h55, EDF fait appel aux secours extérieurs, le service départemental d'incendie et de secours de l'Isère (SDIS 38).
A 23h15, l'équipe de seconde intervention d'EDF mobilisée constate l'absence de flammes au travers du hublot. Cette équipe décide dès lors de ne pas intervenir dans le local, identifiant un risque potentiel de ré-inflammation à l'ouverture de la porte du local. A 23h25, des équipes du SDIS 38 se présentent au poste d'accès principal du CNPE et entrent à 23h40 dans le local, pour constater que le feu est éteint.
A 23h56 le feu est déclaré éteint. Aucun moyen d'extinction n'a été utilisé sur le sinistre.
## A. Demandes D'Actions Correctives Origine De L'Incendie
Lors de la visite du local concerné par l'incendie du ventilateur 2 DVN 042 ZV, les inspecteurs ont constaté la présence au sol des cartouches de graisse utilisées pour graisser l'arbre du moteur du ventilateur. Ces cartouches sont normalement fixées sur la caisse du ventilateur pour délivrer la graisse de façon gravitaire à l'arbre du moteur. De plus, les inspecteurs ont relevé que 5 courroies d'entrainement de l'arbre du ventilateur et du moteur électriques étaient débrayées.
Demande A1 : Je vous demande d'analyser les origines de départ de feu et de mettre en place les actions correctives nécessaires pour éviter le renouvellement de cet événement. Vous transmettrez le résultat de cette analyse à l'ASN. Vous analyserez en particulier la raison pour laquelle les cartouches de graisse n'étaient plus en place, et vous indiquerez comment est assuré le contrôle de ces éléments. Demande A2 : Je vous demande de justifier l'absence d'un effet de dégradation de type mode commun aux autres ventilateurs du système de ventilation DVN.
## Moyens De Lutte Contre L'Incendie
L'article 1.2.3 de la décision incendie citée en référence [2] dispose que :
- « 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. ».
Les inspecteurs ont relevé que les équipes de seconde intervention, qui ont vocation à intervenir lors d'un incendie, ne disposent pas d'équipements adaptés pour intervenir dans un local enfumé, ce qui les a d'ailleurs conduits à ne pas intervenir dans la casemate du ventilateur repéré 2 DVN 042 ZV le 8 avril 2018. Demande A3 : Je vous demande de mettre à disposition des équipes de seconde intervention des équipements adaptés à leur mission en cas d'incendie conformément aux dispositions de l'article de 1.2.3 de la décision citée en référence [2].
## Lutte Contre L'Incendie
Les inspecteurs ont relevé que l'équipe de seconde intervention a été mobilisée et s'est rendue au niveau de la porte du local de la casemate du ventilateur repéré 2 DVN 042 ZV dans un délai de 30 minutes après la détection de l'incendie. Les inspecteurs notent également que cette équipe n'est pas intervenue pour faire cesser le sinistre.
Les inspecteurs considèrent que ce délai n'est pas conforme avec l'article 3.2.2.1 de la décision incendie citée en référence [2] qui dispose que l'exploitant doit définir une organisation qui permette de « […] réaliser des actions dont la rapidité et l'efficacité sont compatibles avec les interventions retenues dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie […] ». D'autre part, l'agent de levée de doute engagé suite à la détection de l'incendie est resté durant tout ce temps seul afin de mener à bien l'ensemble de ses missions contenues dans la FAI. Le même article de la décision incendie citée en référence dispose que « […] Toute action de lutte contre l'incendie, sur appel ou alarme, devra être effectuée au minimum en binôme afin d'assurer l'efficacité de la mission. ». Demande A4 : Je vous demande de revoir votre organisation pour permettre aux agents engagés sur le sinistre d'être en mesure d'intervenir de manière rapide et efficace. Demande A5 : Je vous demande de revoir votre organisation pour que les personnes agissant en levée de doute, encore appelées « équipe de première intervention », soit réellement une équipe composée d'au moins deux personnes conformément à l'article 3.2.2.1 de la décision citée en référence [2].
Les inspecteurs ont effectué une visite de certains locaux du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) du réacteur 2 et ont relevé les points suivants :
- au niveau du local du plancher des filtres l'accessibilité à plusieurs extincteurs n'était pas assurée du fait de l'entreposage de divers matériels ;
- deux robinets d'incendie armés (RIA) étaient encombrés, pour le premier, par l'installation d'un échafaudage au niveau du couloir d'accès à la salle de commande et pour le second, par des éléments démontés d'échafaudage entreposés à l'entrée du bâtiment des auxiliaires nucléaires.
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Plus globalement, les inspecteurs se sont interrogés sur la suffisance en nombre et sur la répartition de ces moyens de secours présents dans le plancher des filtres.
L'article 3.2.1.3 de la décision en référence [2] dispose que « *Les moyens matériels d'intervention et de lutte* interne à l'INB sont placés dans des endroits signalés, rapidement accessibles en toutes circonstances et maintenus en bon état de fonctionnement. ».
Demande A6 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires, pour permettre la correcte accessibilité des moyens de secours disponibles sur l'installation. Demande A7 : Je vous demande d'analyser la suffisance des moyens de secours disponibles au niveau du plancher des filtres du réacteur 2 ainsi que leur correcte répartition.
## Sectorisation Incendie
Lors de la visite du local du plancher des filtres, les inspecteurs ont relevé que deux portes coupe-feu restées ouvertes sans présence de personnels n'étaient pas équipées de ferme portes. D'autre part, les inspecteurs ont relevé que certaines portes, en limite de secteur de feu ne présentaient pas de caractère coupe-feu : il s'agissait des portes ordinaires repérées 2 JSN 031 QG, 2 JSN 032 QG et 2 JSK 027 PD.
Demande A8 : Je vous demande de prendre les dispositions pour corriger les écarts identifiés. Vous prendrez les dispositions nécessaires permettant de garantir la sectorisation du plancher des filtres. B. Compléments d'information 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, sauf mention contraire. 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. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
La cheffe de la division de Lyon de l'ASN
Signé par Marie THOMINES |
INSSN-LIL-2018-0318 | DIVISION DE LILLE
Lille, le 2 octobre 2018 CODEP-LIL-2018-040644 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité B.P. 149 59820 GRAVELINES
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Gravelines - INB n° 122 Inspection INSSN-LIL-2018-0318 effectuée les 21 et 30 mars, 10 et 16 avril, 18 mai, 7 juin et 24 juillet 2018 Thème : "Inspection de chantiers durant l'arrêt du réacteur n° 6" 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 (INB) en référence, une inspection a eu lieu les 21 et 30 mars, 10 et 16 avril, 18 mai, 7 juin et 24 juillet 2018 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème "Inspection de chantiers durant l'arrêt du réacteur n° 6". 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
Cette inspection avait pour objet l'examen des chantiers lors de l'arrêt pour maintenance et rechargement du réacteur n° 6. Les inspecteurs ont effectué plusieurs visites notamment dans le bâtiment réacteur (BR), le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), en station de pompage et dans les galeries techniques. Plusieurs de ces visites ont constitué des contrôles réactifs après des déclarations d'événements significatifs. Ils ont également réalisé une visite au cours de l'épreuve de l'enceinte de confinement du bâtiment du réacteur, le 24 juillet 2018. Leurs constatations vous ont été exposées lors des synthèses qui vous ont été faites à l'issue des visites afin que les suites adaptées puissent être données, le plus tôt possible, par vos services. Les inspecteurs ont notamment vérifié, sur ces chantiers, le respect par le CNPE et ses prestataires des règles de radioprotection, d'assurance qualité, de contrôle et de surveillance des interventions. Au vu de cet examen, il apparaît que les conditions de réalisation des chantiers de maintenance ayant fait l'objet des inspections mentionnées en objet sont globalement satisfaisantes. Certains aspects méritent néanmoins d'être signalés et font l'objet de questions au sein de cette lettre. Des remarques du domaine de l'inspection du travail font également l'objet d'un courrier séparé adressé à l'un de vos prestataires.
## A - Demandes D'Actions Correctives Conditions De Travail Dans Les Locaux Du "Carré D'As"
Le 7 juin 2018, les inspecteurs ont souhaité observer les travaux réalisés au titre de la PNPP 1446 sur les supportages des tuyauteries liant le circuit primaire (RCP) au circuit de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA).
A cette occasion ils se sont rendus aux locaux du "carré d'as". Ils ont constaté que certains agents ne portaient pas les équipements de protection individuels prévus pour leur activité et que se côtoyaient, pour la même activité, des agents portant des équipements de protection individuels différents. Ils ont également remarqué que certains agents ne réalisaient pas le contrôle de sortie de zone exigé par la réglementation. De tels constats ont déjà été réalisés par l'ASN au CNPE de Gravelines dans le secteur dit "du carré d'as" de différents réacteurs à l'occasion de plusieurs inspections en arrêts de réacteur.
Je vous demande de définir des mesures d'organisation visant à améliorer le respect des consignes dans ce secteur.
## Nombreux Écarts De Stockage De Bouteilles De Gaz
Le 30 mars 2018, les inspecteurs ont examiné le stockage de bouteilles de gaz situé dans le passage entre les salles des machines des réacteurs n° 4 et 5.
Ils ont d'abord noté qu'un affichage rappelait les règles à respecter pour l'entreposage sur cette aire qui constitue une aire réservée aux entreposages pour des chantiers interrompus (au maximum 7 jours et des bouteilles attachées aux structures de stockage). Cet affichage rappelait également que les modalités de gestion des bouteilles de gaz sur le site sont décrites dans la note D5130PRXXXORG0801. Cette note, que vous avez fournie à l'ASN, n'évoque toutefois pas la possibilité de stockage, même temporaire, à cet endroit.
Je vous demande de mettre en cohérence les modalités de stockage de gaz avec l'organisation prévue par la note D5130 PR XXX ORG 0801. Si le stockage de gaz à cet endroit et dans ces modalités est maintenu, votre note d'organisation devra évoluer.
Les fiches apposées sur les différentes bouteilles ont révélé plusieurs écarts par rapport aux dispositions prévues et affichées pour le stockage des bouteilles de gaz :
- une bouteille d'azote était entreposée là par l'entreprise AXIMA depuis 23 jours ;
- une bouteille d'arcal (gaz utilisé pour le soudage) entreposée la par l'entreprise ENDEL depuis 11 jours ; - plusieurs bouteilles, de type bouteilles domestiques de butane, n'étaient pas arrimées.
Je vous demande de faire respecter les dispositions d'organisation définies pour le stockage des bouteilles de gaz à cet endroit.
## Information Des Opérateurs De Conduite Concernant L'Installation De Prégrilles
Le 7 juin 2018, les inspecteurs se sont rendus en salle de commande du réacteur n° 6 afin d'observer les nouveaux enregistreurs installés en salle de commande au titre de deux modifications matérielles réalisées pendant l'arrêt du réacteur : "doublement de l'information de l'activité du bâtiment réacteur" et "instrumentation des prégrilles et marégraphes" (PNPP1640A et PNXX1680B). Ils ont pu observer les matériels installés avec des représentants du service SCOM (service en charge des modifications). Ils ont également interrogé deux opérateurs sur l'exploitation des prégrilles, sur l'éventualité de leur encrassement et sur les critères devant les conduire à demander un nettoyage de ces prégrilles. Les inspecteurs n'ont pu obtenir de réponses claires, toutefois les opérateurs avaient bien indiqué que des prégrilles étaient installées sur ce réacteur. Il s'est pourtant révélé, après cette visite, qu'à cette date, les prégrilles n'avaient pas encore été installées. Cela ne semblait toutefois pas très clair pour les opérateurs rencontrés.
Je vous demande d'accompagner la mise en place des prégrilles d'une information claire et adaptée à disposition des opérateurs de conduite.
## Stockage De Soude Au Bâtiment Combustible Du Réacteur N° 5 Depuis Mai 2016
Au cours de leur inspection du 30 mars 2018, les inspecteurs ont relevé le stockage de 10 cuves "unicube" contenant de la soude au local 5 K212 au niveau 0 m du bâtiment combustible du réacteur n° 5. Ces cuves portaient une fiche de colisage validée par la cellule colisage du CNPE autorisant leur stockage du 9 mai 2016 au 9 août 2016. Le stockage de cette soude n'était par conséquent plus autorisé depuis plus de 18 mois. Il a par suite été indiqué aux inspecteurs que l'évacuation de cette soude, provenant de la vidange du réservoir 5 EAS 001 BA, posait problème en raison de l'absence de filière d'élimination de la soude provenant de zone contrôlée. La création d'une filière de gestion appropriée de ces effluents était, en août 2018, toujours à l'étude.
Je vous demande de déplacer ce stockage dans un endroit prévu à cet effet, ne présentant notamment pas de risque pour intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement.
Je vous demande de m'informer des échéances de la mise en place de la filière appropriée.
Je vous demande de m'indiquer si d'autres stocks de soude sans filière sont actuellement gérés au sein du CNPE.
## Porte Maintenue Fermée Par Un Aimant Devant Le Magasin Du Bâtiment Des Auxiliaires Nucléaires (Ban)
Le 30 mars 2018, les inspecteurs ont remarqué qu'une porte, face au guichet du magasin du BAN 5-6 était fermée de manière rudimentaire par un aimant. Il a été indiqué aux inspecteurs que cette porte mène aux anciens vestiaires féminins, qui ne sont plus utilisés depuis de nombreuses années.
Cette porte portait l'indication suivante : "Sortie interdite par cette porte. Passage obligatoire par les portiques de contrôle au vestiaire chaud". Malgré cet affichage, le risque existe d'un contournement malveillant ou négligent des contrôles de sortie de zone.
Je vous demande de procéder à une condamnation plus robuste de cette porte afin d'éviter tout risque de contournement des contrôles de sortie de zone.
## Tripode De Contrôle De Port Du Dosimètre Actif En Sortie De Zone Contrôlée
A la suite de l'événement significatif de radioprotection référencé 02 17 001 "travaux en zone sans dosimétres passif et opérationnel", l'une des actions correctives décidées consiste en la mise en place d'un tripode en sortie des vestiaires (BAN + bulles paires) obligeant l'insertion du dosimétre électronique pour permettre l'accès en zone.
L'échéance de réalisation de cette action était le 15 février 2018.
Au sein du vestiaire du BAN 7, les inspecteurs ont constaté l'installation du tripode dès le début de l'arrêt de réacteur. Toutefois au cours des visites successives pendant l'arrêt, les inspecteurs ont constaté que le tripode n'a plus fonctionné après le 30 mars 2018 en raison de problèmes techniques.
Demande A9 Je vous demande de m'indiquer la nature des problèmes techniques rencontrés et les solutions mises en œuvre ou planifiées pour leur résolution. Demande A10 Je vous demande de mettre en œuvre les actions décidées à la suite de l'événement significatif référencé 02 17 001 ou à défaut de revoir votre analyse pour proposer une nouvelle solution applicable.
## Corrosion Perforante D'Une Tuyauterie D'Évacuation D'Eau Pluviale
Lors de la visite du 7 juin 2018, les inspecteurs ont constaté, dans le local adjacent à ceux contenant les clapets 6 DCA 001 VA et 6 DCA 003 VA, qu'une tuyauterie d'eau pluviale corrodée et percée, générait une flaque au sol de ce local qui n'accueillait aucun matériel.
Je vous demande de faire réparer cette tuyauterie dans les meilleurs délais.
## Galerie De Précontrainte Du Réacteur N° 5
Les inspecteurs ont visité le 24 juillet 2018, la galerie de précontrainte du réacteur n° 5 (celle du réacteur n° 6 étant alors interdite d'accès en raison de l'épreuve enceinte en cours). Ils ont pu observer les capots des câbles de précontrainte qui sont pour la plupart dans un très bon état extérieur. Toutefois, quelques-uns de ces capots présentent des traces de corrosion externe.
Je vous demande de caractériser cette corrosion et d'engager son traitement. Parmi les locaux périphériques de la galerie, un puisard et les éléments alentour se trouvaient dans un état de dégradation et de corrosion important. De même, un caillebotis et des chemins de câbles dans le puits d'accès à la galerie présentaient d'importantes traces d'une infiltration d'eau avec d'importants dépôts.
Je vous demande de me confirmer la programmation des réfections de ces équipements.
## Risques De Chutes D'Agents De Conduite Dans Les Différents Compartiments De La Piscine De Désactivation
Le 21 mars 2018, les inspecteurs ont pu observer deux agents de conduite qui réalisaient une opération sur le batardeau entre piscine de désactivation et compartiment transfert du bâtiment combustible. Pour se faire, il est nécessaire de franchir les garde-corps de protection collective et de progresser sur le mur séparant les deux compartiments. Les deux compartiments étant pleins d'eau à ce moment, l'agent réalisant cette opération portait un gilet de sauvetage. Dans d'autres circonstances, si le compartiment transfert est vide, c'est un harnais qu'il faut porter pour se trouver à cet endroit, en utilisant une ligne de vie qu'il faut préalablement installer. Le problème se pose de la même façon pour le mur séparant la piscine de désactivation du compartiment château de plomb où il arrive également que les agents de conduite aient des opérations à faire avec un gilet de sauvetage ou un harnais. L'utilisation de ces protections individuelles par défaut de protection collective interroge, pour différentes raisons :
- la chute en piscine de désactivation ou en compartiment transfert pleins même avec un gilet de sauvetage n'est pas un risque acceptable du point de vue de la radioprotection compte tenu des risques majeurs de contamination interne,
- les agents ont expliqué que dans le cas d'un port de harnais ils devaient installer eux-même la ligne de vie et qu'ils avaient alors un doute sur sa bonne installation, n'ayant pas reçu de formation spécifique à l'installation de la ligne de vie.
Je vous demande d'améliorer cette situation afin d'éviter tout risque de chute, même dans l'eau de la piscine de désactivation et d'assurer la bonne vérification du montage de la ligne de vie par des personnes compétentes.
## B - Demandes D'Informations Complémentaires
Installation de compression pour réalisation de l'épreuve de l'enceinte de confinement du bâtiment du réacteur.
Le 24 juillet 2018, les inspecteurs ont réalisé une inspection relative à l'épreuve de l'enceinte de confinement, qui était en cours de réalisation. Ils ont notamment visité l'installation de compression. Cette installation était conforme au dossier qui avait été fourni à l'ASN. Les dispositions de prévention de l'incendie et des pollutions (en particulier par déversement de fioul) ont été examinées. Les inspecteurs ont pu vérifier que les dispositions annoncées par le dossier avaient bien été respectées afin de permettre de lutter efficacement contre un départ de feu ou un déversement de fioul.
Auparavant, lors de toute la phase de montée en pression, il a été indiqué que des personnels du loueur des compresseurs et des autres matériels étaient présents en 3*8 sur l'installation. En revanche, le jour de leur visite
(pendant le palier 4 bars de l'épreuve enceinte) la présence de personnels à la station de compression se limitait à une ronde régulière. Il n'y avait pas de critères sur la fréquence de cette ronde. Cela pourrait retarder la détection d'une pollution ou d'un départ de feu.
## Demande B1
Je vous demande de vérifier, pour une prochaine épreuve de l'enceinte de confinement du bâtiment du réacteur, que votre organisation permet d'assurer une surveillance suffisamment régulière de l'installation de compression. La définition de la fréquence de la ronde serait un facteur d'amélioration.
## Installation Des Postes De Supervision De L'Épreuve De L'Enceinte De Confinement
Le 24 juillet 2018, au cours de l'épreuve l'enceinte de confinement, la visite des inspecteurs de l'ASN a également concerné les postes d'auscultation (par l'entité DTG d'EDF), de suivi de la fuite et de supervision (AMT NO) de l'épreuve de l'enceinte de confinement. En ce qui concerne les équipes d'AMT NO, elles étaient installées au local du réseau fixe de mesures d'essais (KME) et disposaient de peu d'espace. Les agents effectuant leurs contrôles, travaillaient dos aux armoires KME à proximité direct des câbles électriques connectés à ces armoires. Cette proximité peut engendrer des risques pour la sécurité de ces agents (risques électriques) et pour l'installation en cas de désordre involontairement généré dans la connectique par un de ces agents.
## Demande B2
Je vous demande, pour une prochaine épreuve de l'enceinte de confinement, de veiller à assurer de bonnes conditions d'installation des agents aux postes de supervision de l'épreuve et de détermination du taux de fuite de l'enceinte.
## Non Fermeture Complète De Certains Clapets Coupe-Feu
Lors de la réalisation des essais des clapets coupe-feu, plusieurs d'entre eux ne se sont pas refermés complétement lors du première essai (EPC JDT 580, 610, 630…). Ce problème est également rencontré sur les installations identiques des autres réacteurs, il s'agit donc bien d'un problème générique. Une étude doit donc être menée sur ce type de clapet soumis à un flux d'air constant, afin d'apporter des actions correctives efficaces.
## Demande B3
Je vous demande, de mener une étude sur les causes profondes des problèmes rencontrées sur les clapets coupe-feu afin d'apporter des mesures correctives efficaces.
## C - Observations
Lors de leur visite du 24 juillet 2018, les inspecteurs ont constaté que la tuyauterie d'alimentation en air de travail
(SAT) installée au pied des aéroréfrigérants des diesels présentait un aspect très corrodé. Il a été indiqué que cette tuyauterie était désaffectée. Dans de tel cas, il est préférable de procéder au démantèlement des tuyauteries qui ne sont plus utilisées. 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, 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'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du Pôle INB,
Signé par |
INSSN-LYO-2018-0325 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 18 Avril 2018 Réf. : CODEP-LYO-2018-018776 ORANO Cycle Direction de la chimie de l'uranium BP 29 26701 PIERRELATTE Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB) Orano Cycle - INB n° 105 - Usine de conversion « Comurhex 2 »
Référence à rappeler dans toute correspondance : INSSN-LYO-2018-0325 du 20 mars 2018 Thème : « LT7a - Essais préalables à la mise en service » Réf. : [1] Code de l'Environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision ASN n°CODEP-LYO-2015-024792 du 30 juin 2015 Monsieur le Directeur général délégué, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) et des ICPE incluses dans leur périmètre, prévu en référence [1], une inspection a eu lieu le 20 mars 2018 sur l'usine de conversion « Comurhex 2 », en phase de construction par Orano, sur le thème « Essais préalables à la mise en service ». À la suite des constatations faites à cette occasion par les inspectrices, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-après la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection menée le 20 mars 2018 sur l'installation « Comurhex 2 » portait sur l'organisation mise en place par l'exploitant pour transférer une nouvelle installation de l'équipe projet à l'exploitant et sa déclinaison sur l'unité 71 qui est destinée à fournir les utilités à l'usine « Comurhex 2 ». En effet, les autres unités de l'usine « Comurhex 2 » ne sont pas encore mises en service pour les essais en actif.
Ainsi, les inspectrices se sont intéressées aux commissions de sûreté de démarrage (CSD), au procèsverbal de mise à disposition de l'installation à l'exploitant et au permis de premier démarrage, dernière étape de validation avant la mise en actif de l'installation. Elles ont examiné la façon dont les réserves persistant après chacune de ces étapes sont prises en compte et suivies. Elles ont également vérifié par sondage si la planification des contrôles et essais périodiques (CEP) des nouveaux équipements mis en service était bien effective. Enfin, elles ont visité les installations de l'unité 71 qui sont constituées d'une chaudière électrique (unité 71C), de six tours aéroréfrigérantes (unité 71T) et d'une pomperie (unité 71P). L'inspection a permis de constater que le processus de mise en service de l'unité 71 est globalement satisfaisant. Notamment les inspectrices n'ont pas détecté de réserves bloquantes non levées avant la mise en service. Toutefois, elles ont relevé que le suivi des réserves non bloquantes issues des différents processus évoqués ci-dessus devait être structuré. De plus, la note d'organisation relative au permis de www.asn.fr 5, place Jules Ferry - 69006 Lyon Téléphone 04 26 28 60 00 - Fax 04 26 28 61 48 démarrage doit être complétée pour mieux décrire le processus. Les inspectrices ont relevé que la mise en œuvre du processus de planification des contrôles et essais périodiques des équipements de l'unité 71 n'était pas abordée dans les CSD et les permis de démarrage. Elles ont toutefois pu voir qu'il était en cours. Enfin, certains CEP, non prévus initialement, doivent être créés.
## A - Demandes D'Actions Correctives
Les inspectrices ont relevé que les réserves non bloquantes, concernant la maîtrise d'ouvrage et l'exploitant, issues des processus de CSD, de permis de démarrage et de procès-verbal (PV) de mise à disposition des installations ne faisaient pas l'objet d'un suivi suffisamment structuré comprenant une échéance, l'enregistrement de la preuve de la réalisation de l'action et un processus de suivi de l'avancement et de vérification de l'efficacité de l'action. L'exploitant n'a pas été en mesure d'apporter des garanties suffisantes sur le fait que ces réserves seraient levées sous des délais adaptés, notamment lorsque l'installation sera mise en service et que l'organisation « projet » aura été levée. Demande A1 : Je vous demande de mettre en place une organisation et un suivi structuré des réserves non bloquantes, à la charge de la maîtrise d'ouvrage et de l'exploitant, issues des processus de CSD, de permis de démarrage et de PV de mise à disposition, permettant de vous assurer de la levée des réserves non bloquantes dans des délais adaptés. Ce suivi devra a minima identifier et comprendre les informations suivantes : personne en charge de l'action, échéance prévue de réalisation, enregistrement de la preuve de la réalisation de l'action, vérification de l'efficacité de l'action. Ce suivi des réserves non bloquantes devra être conforme au processus de gestion des écarts de votre système de gestion de la sécurité (SGS). Les inspectrices ont consulté la procédure référencée TRI-18-003928, version 1.0 du 7 février 2018, relative à l'utilisation du permis de premier démarrage ainsi que le permis de premier démarrage de l'unité 71, validé le 2 février 2018. Elles ont relevé que la procédure est très succincte et ne décrit pas précisément les points qui doivent a minima être vérifiés. Les points à vérifier lors du permis de premier démarrage d'une installation sont donc définis par la personne en charge de la préparation du dossier. Toutefois, l'organisation ne prévoit pas de contrôle de l'exhaustivité du permis de premier démarrage. Le permis de premier démarrage est l'ultime étape de définition des réserves et de vérification à valider avant la mise en service d'une nouvelle installation.
Demande A2 : Je vous demande de définir les points qui doivent a minima être examinés dans le permis de démarrage et de mettre en place une organisation permettant le contrôle de son exhaustivité. Les différentes fiches thématiques du permis de premier démarrage de l'unité 71 comprennent notamment :
- une colonne, à renseigner avant la validation du document, relative aux actions à mener pour lever chacune des réserves et atteindre la conformité,
- une colonne dans laquelle il est prévu de renseigner, a posteriori, la date de mise en œuvre des actions.
Les inspectrices ont relevé que pour certaines des actions à réaliser les cases relatives à la date de mise en œuvre des actions avaient été renseignées, par la personne chargée de leur réalisation, avec la date prévue de réalisation et non la date de réalisation effective si bien que la réserve pouvait sembler avoir été levée, alors que dans les faits, les actions n'avaient toujours pas été réalisées. Par ailleurs, la sixième action de la première fiche du permis de premier démarrage de l'unité 71 concerne une réserve à lever (« liste et/ou levée des shunts »). La réserve est indiquée comme étant levée le 31 janvier 2018 alors que le permis de démarrage a été signé le 2 février 2018 ce qui n'est pas cohérent en termes de chronologie.
Demande A3 : Je vous demande de mieux préciser dans la procédure relative à l'utilisation du permis de premier démarrage, citée précédemment, les modalités de remplissage des différents formulaires, et de mettre en place une organisation générale pour vous assurer que les réserves indiquées comme ayant été levées le sont effectivement. Vous vous assurerez que les réserves émises dans le permis de premier démarrage de l'unité 71 sont bien levées. Les inspectrices ont pu voir qu'aucun des trois processus évoqués précédemment (CSD, mise à disposition et permis de premier démarrage), ne prévoit de vérifier que les contrôles et essais périodiques (CEP) sont prévus exhaustivement et programmés à partir de la mise en service des installations. Les inspectrices ont toutefois constaté que les CEP prévus pour l'unité 71 étaient en cours d'ordonnancement dans le logiciel de suivi de la maintenance « SAP ». Demande A4 : Je vous demande d'intégrer dans le processus de mise en service des installations la vérification de l'exhaustivité des CEP et de leur programmation avant l'échéance de premier contrôle pour chacun des CEP. Demande A5 : Je vous demande de m'indiquer quelle est l'échéance fixée pour la finalisation de l'ordonnancement des CEP de l'unité 71 dans SAP et de vous assurer que tous les CEP seront bien ordonnancés avant leur première échéance de réalisation. Les inspectrices ont relevé que les équipements concernés par l'exigence définie de conception (« EXS ») relative à la tenue au séisme ne font pas l'objet de CEP spécifiques visant à s'assurer que cette caractéristique est maintenue dans le temps. Ainsi, le serrage au couple des chevilles du groupe motopompe 71R10250 a fait l'objet d'une vérification initiale mais aucun contrôle périodique n'est prévu pour s'assurer qu'il est toujours conforme. De plus l'exigence définie d'exploitation (ED) générique référencée 00.100 concerne l'étanchéité, la fonctionnalité, la stabilité ou le supportage des équipements ou des ouvrages en cas de séisme de façon à éviter la fuite importante de matière dangereuse. Demande A6 : Je vous demande de vous assurer périodiquement que la tenue au séisme des équipements, pour lesquels cette exigence est requise, est maintenue dans le temps, quelques soient les installations de la conversion. Vous déterminerez les critères de contrôle retenus permettant de vérifier cette exigence et la périodicité de contrôle associée. Demande A7 : Je vous demande, de manière plus générale, de vous assurer que les EXS et les ED font bien l'objet des CEP permettant de s'assurer du maintien de l'exigence dans le temps, quelques soient les installations de la conversion. L'exploitant n'a pas été en mesure de présenter aux inspectrices quels CEP étaient prévus concernant l'état et l'étanchéité :
- des fosses situées sous les tours aéroréfrigérantes et sous la chaudière de l'unité 71 ; - des rétentions noires situées sous les cuves de substances dangereuses situées dans les installations 71C et 71P.
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Demande A8 : Je vous de demande de définir et de programmer les CEP relatifs à l'état et l'étanchéité des équipements cités précédemment ainsi que les dispositions de surveillance associées. Vous ferez de même pour les équipements similaires des nouvelles unités. Les inspectrices ont constaté que plusieurs des documents d'organisation présentés par l'exploitant n'étaient pas datés. Il s'agit notamment :
- de la procédure Tri-14-004544 v.4 relative à l'organisation des commissions de sûreté démarrage sur le périmètre chimie de l'uranium ;
- du rapport CXP-17-001845 v1.0 relative à l'AMR de l'installation TAR 71E12300 - boucle procédés ;
- la liste CXP-16-000415 v2.0 relative aux exigences définies génériques.
Demande A9 : Je vous demande de vous assurer que les documents sous assurance de la qualité sont bien datés. Les inspectrices ont constaté qu'un extincteur, peut-être utilisé lors des travaux de l'unité 71C, était situé sous un panneau indiquant un emplacement réservé pour un autre type d'extincteur. Cette situation crée un risque de confusion avec l'extincteur à utiliser en situation d'exploitation. Demande A10 : Je vous demande de vous assurer que tous les extincteurs requis pour l'exploitation de l'unité 71 sont bien aux emplacements prévus. Je vous demande de prendre en compte ce retour d'expérience pour les autres installations dont la mise en service est postérieure. Les inspectrices ont constaté qu'une cuve d'acide sulfurique utilisée pour l'unité 71C avait été disposée sur une rétention à l'extérieur du bâtiment. Or celle-ci n'est pas abritée des intempéries et la rétention contenait de l'eau. L'exploitant a indiqué qu'il était prévu de couvrir cette cuve et sa rétention. Demande A11 : Je vous demande de réaliser les travaux nécessaires dans les plus brefs délais et, pendant la phase transitoire, de mettre en place, des dispositions de surveillance permettant de vous assurer de la disponibilité de la rétention de la cuve d'acide sulfurique.
## � B. Demandes De Compléments D'Information
Les effluents liquides générés par les tours aéroréfrigérantes de l'unite 71T ainsi que les effluents des adoucisseurs de l'unité 71P sont collectés dans une fosse puis envoyés à la station de traitement des effluents chimiques (STEC).
Demande B1 : Je vous demande de m'indiquer la surveillance (paramètres et fréquence)
réalisée sur ces effluents avant leur transfert. Les inspectrices ont relevé que la fosse 71CPTD008 était utilisée pour recueillir des effluents de l'unité 71 et, en cas de détection de pH non conforme, des effluents de la structure 200.
Demande B2 : Je vous demande de m'indiquer précisément quelles sont les fonctions de cette fosse ainsi que les caractéristiques des effluents susceptibles de s'y écouler (caractéristiques physico-chimiques, flux, volumes …).
�
## C. Observations
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 général délégué, l'assurance de ma considération distinguée.
## Le Chef De Pôle Ludd Délégué 5
Signé par Fabrice DUFOUR
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INSSN-CHA-2018-0241 | DIVISION DE CHÂLONS-EN-CHAMPAGNE
N/Réf. : CODEP-CHA-2018-014969 Châlons-en-Champagne, le 25 avril 2018 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-2018-0241 du 20 mars 2018 Thème : Maîtrise de la réactivité 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 le 20 mars 2018 au Centre nucléaire de production d'électricité de Nogent-sur-Seine sur le thème «
Maîtrise de la réactivité ».
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
L'inspection du 20 mars 2018 avait pour objectif de contrôler l'organisation mise en place par le site de Nogent dans le domaine de la maîtrise de la réactivité. Les inspecteurs ont examiné l'organisation, les systèmes de protection et de contrôle de la réactivité, les essais physiques au rechargement et la maîtrise de la réactivité du réacteur en fonctionnement. L'inspection a également comporté une visite de la salle de commande du réacteur n°1.
Au vu de cette inspection, les inspecteurs considèrent que l'organisation du site pour assurer la maîtrise de la réactivité est globalement satisfaisante. Ils estiment toutefois que des améliorations sont attendues principalement pour ce qui concerne le respect des délais de mise en œuvre des actions correctives.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Sans objet.
## B. Demandes De Compléments D'Information
Entraînement au simulateur (essais périodiques à puissance nulle) avec mise en situation d'aléas Le compte rendu de la revue du sous-processus « Gérer les cœurs et le combustible » pour l'année 2017 indique, parmi le programme d'actions et de contrôles, la réalisation de séances d'entraînement aux essais périodiques à puissance nulle avec mise en situation d'aléas. L'échéance de cette action, qui avait déjà fait l'objet de report, est le 30 juillet 2018.
Des difficultés de mise en place de cette formation au simulateur ont été mentionnées en raison de difficultés de compatibilité et de communication entre le simulateur et la version du logiciel du réactimètre ; une intervention était prévue à la fin du mois de mars 2018 pour résoudre ce point.
Demande B1 : Je vous demande de me tenir informé des résultats de cette intervention et des suites données en termes de mise en œuvre des séances d'entraînement.
## Actualisation De La Note Du Processus Élémentaire « Piloter Les Cœurs Et Diverger »
Le compte rendu précité indique, parmi le programme d'actions et de contrôles, l'actualisation de la note du processus élémentaire « Piloter les cœurs et diverger » afin notamment d'intégrer les conclusions du groupe de travail « conduite » et la mise à jour de l'organisation du site. L'échéance de cette action, qui avait déjà fait l'objet de report, était le mois de mars 2018.
Il a été indiqué que l'échéance ne sera pas respectée car le document n'est pas finalisé. Demande B2 : Je vous demande de m'indiquer la nouvelle échéance ainsi que les raisons de ce report.
## Défauts Simultanés Sur Des Unités D'Acquisition Et De Traitement Des Paramètres (Uatp) Sur Le Réacteur N°1 Survenus En Juin 2016
La note technique « bilan cœur-combustible » de l'année 2016 indique qu'à la suite des défauts rencontrés sur les UATP n°2 et n°4 du système de protection du réacteur n°1 en juin 2016, l'implantation des paramètres K, KH et KB (coefficients de calibration) n'a pas été réalisée en respectant la périodicité des 30 JEPP (jour équivalent pleine puissance) sans dépasser les 45 JEPP. Elle mentionnait la mise en place d'un groupe de travail pour corriger les défauts rencontrés. Le compte rendu de la commission
« cœur-combustible » du 22 juin 2016 mentionne la création d'une fiche de position afin de préciser les actions à réaliser en cas d'atteinte des 45 JEPP.
Les inspecteurs ont constaté que la fiche de position n'a pas été créée et que l'échéance précisée pour cette action (septembre 2016) était dépassée.
Demande B3 : Je vous demande de m'indiquer les suites données, notamment vis-à-vis des dispositions de traitement des écarts (EP non satisfaisant, statut des matériels concernés en termes de disponibilité) ainsi que l'échéance associée (fiche de position et actions correspondantes).
Identification du risque « réactivité » dans les demandes d'intervention (DI) et demandes
## De Travail (Dt)
Le rapport d'audit du management de la réactivité du 22 juin 2016, réalisé par le service « sûreté qualité », mentionne le manque d'identification du risque « réactivité » dans les DI et DT et a conduit à la suggestion de sa prise en compte lors de la rédaction d'une DI ou d'une DT. Il a été indiqué que cette action, à échéance septembre 2016, était soldée.
Les inspecteurs ont souhaité pouvoir consulter des exemples de DI ou DT mentionnant ce risque, qui n'étaient pas disponibles.
Demande B4 : Je vous demande d'indiquer comment se traduit concrètement la prise en compte de ce risque dans les DT et DI et de me transmettre un exemple de DT ou de DI
concernée.
## C. Observations C1. Remplacement Du Détecteur 2 Ric 006 Ma Du Système D'Instrumentation Du Cœur
Il a été noté que des investigations seront réalisées lors du prochain arrêt du réacteur n°2 en 2018
(VP22) et que ce détecteur serait remplacé au cours de cet arrêt.
## C2. Contenu Et Modalités Du Tour De Bloc Complet Périodique En Salle De Commande
Il a été noté que l'actualisation de la note de référence des activités de conduite (contenu et modalité de réalisation du tour de bloc en salle de commande), prévue à l'issue de l'évènement du 31 mai 2017 (réacteur n° 2), a été réalisée avant le 15 avril 2018.
* * *
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excédera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, 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 J.M. FERAT |
INSSN-LYO-2018-0339 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 27 février 2018 Réf. : CODEP-LYO-2018-011082 Monsieur le directeur FRAMATOME - Romans-sur-Isère BP 1114 26 104 - ROMANS-SUR-ISERE Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
FRAMATOME - Etablissement de Romans-sur-Isère - INB no 63 Référence à rappeler dans toute correspondance : INSSN-LYO-2018-0339 du 13 février 2018 Thème : « Maitrise des réactions nucléaires en chaîne »
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 INB 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 en référence [1], une inspection a eu lieu le 13 février 2018 dans l'INB no 63 du site de Romans-sur-Isère sur le thème « Maitrise des réactions nucléaires en chaîne ». 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection menée le 13 février 2018 sur l'INB n° 63 portait sur les dispositions mises en œuvre dans l'installation pour prévenir le risque de criticité. Les inspecteurs ont vérifié par sondage la bonne réalisation des contrôles et essais périodiques décrits dans les règles générales d'exploitation, en lien avec la prévention du risque de criticité. Ils se sont également intéressés aux doubles-contrôles de masse des aspirateurs de matières fissiles et des filtres des boîtes à gants. Ils ont vérifié la façon dont l'exploitant réalisait la surveillance des intervenants extérieurs en charge de ces doubles-contrôles. Les inspecteurs ont également consulté les résultats de contrôle du bon étiquetage des fûts de déchets entreposés sur l'installation contenant une masse de matière fissile supérieure à 230 grammes, et enfin, les inspecteurs se sont rendus dans la zone « Uranium » du bâtiment F2 de l'INB n°63. Cette inspection a permis de mettre en évidence que la gestion de la criticité au sein de l'INB n° 63 était globalement satisfaisante, même si plusieurs axes d'amélioration relatifs à la traçabilité des activités importantes pour la protection ont été identifiés. L'exploitant devra également définir des mesures pour s'assurer que les créations ou les mises à jour d'exigences définies ou de documents de déclinaison font bien l'objet de mises à jour des RGE lorsque cela est requis. Enfin, des écarts dans le suivi des engagements pris auprès de l'ASN ont été constatés au cours de cette inspection.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Filtres Des Boîtes À Gants
Les inspecteurs se sont rendus dans le local SE5C (cellule de broyage/tamisage) pour consulter les fiches de suivi de la pesée des filtres des boîtes à gants. Ces pesées périodiques permettent de calculer les masses de matières fissiles présentes sur les filtres et de les intégrer dans le calcul de la masse de matières fissiles présente dans les boîtes à gants. Les inspecteurs ont relevé que le calcul de la masse de matières fissiles réalisé consécutivement à la pesée des filtres de la boîte à gant « Broyage 4 » en juin 2017 (178,37 grammes) n'avait pas été reporté sur le cahier de poste de cette boîte à gants. Cette opération permet de suivre la masse totale de matières fissiles dans la boîte à gants et par conséquent de s'assurer que la limite de masse maximale définie pour le risque de criticité n'est pas dépassée. Les inspecteurs n'ont pas eu l'assurance que depuis juin 2017, cette masse avait bien été prise en compte dans la masse totale de matière fissile de la boîte à gants.
En outre, les inspecteurs ont noté que la fiche opératoire (FOS) n° 65-077 « gestion des filtres de boîtes à gants », permettant de répondre à l'exigence définie n° 199930 « Filtres des boîtes à gants de la zone U - Garantir une masse d'U235 par filtre ou ensemble de filtres entreposés dans une alvéole de casier inférieure ou égale à 350 g d'U235 » afférente à l'activité importante pour la protection (AIP) «entreposage et transfert de matières fissiles » ne prévoit pas le report dans le cahier de suivi de la boîte à gants du calcul de la masse de matières fissiles présente dans les filtres.
Demande A1 : Je vous demande de formaliser dans la FOS n° 65-077 l'exigence de report du calcul de la masse de matière fissile présente dans les filtres des boîtes à gants dans le cahier de poste des boîtes à gants. Demande A2 : Je vous demande de vous assurer que le calcul de la masse de matière fissile présente sur les filtres de la boîte à gants « Broyage 4 » ait bien été prise en compte depuis juin 2017 dans le calcul de la masse totale de matières fissiles dans cette boîte à gants. Vous ouvrirez une fiche d'événement anormal (FEA) le cas échéant. Demande A3 : Je vous demande de vous assurer que cet écart ne s'est pas également produit sur les autres boîtes à gants de vos installations.
## Transfert De Matières
Les inspecteurs se sont rendus au niveau des casiers d'entreposage de matières de la zone « Uranium ». Ils ont consulté la fiche de transfert Z818, utilisée pour tracer les transferts de matière entre la zone SE 1A et d'autres unités de travail. Cette fiche de transfert Z818 est prévue par la procédure « transfert de matière sur l'installation n° 5 » référencée CDR0009 ind. 8.0. Elle permet de tracer le double contrôle des points suivants :
- phase de la gamme associée au produit à transférer, - type de produit à transférer, - quantité de matière à transférer au niveau de l'unité de départ, - quantité maximale de matière pouvant être transférée au regard du risque de criticité (intitulée
« criticité transfert » sur la fiche),
- quantité de matière présente sur l'unité d'arrivée (intitulée « quantité après transfert » sur la fiche),
- quantité maximale de matière pouvant être présente sur l'unité d'arrivée (intitulée « criticité arrivée »),
- respect des limites de criticité lors du transfert, - respect des limites de criticité sur l'unité d'arrivée,
- cohérence entre fiche de traçabilité / gamme / produit.
Les inspecteurs se sont intéressés à plusieurs transferts de noyaux d' 235U tracés dans la fiche de suivi.
Les exigences de criticité de cette matière sont définies dans la gamme « NOYAU UALX IRE TYPE 2 - U 93 % » référencée C029002. Elle indique notamment que :
- la quantité maximale de matière fissile lors d'un transfert ou dans une « unité de travail contrôlé » est d'une boîte à noyaux,
- la quantité maximale de matière fissile stockée par alvéole est d'une boîte à noyaux, - une boîte peut contenir au maximum 234 noyaux.
Les transferts renseignés sur la fiche consultée concernaient parfois une boîte à noyaux, et parfois une quantité de noyaux. Concernant le transfert du 15 novembre 2017 de 154 noyaux de l'unité de travail SE4B vers l'unité d'entreposage, l'opérateur a inscrit dans la case « criticité arrivée » le nombre de noyaux présents à l'arrivée (154 noyaux) au lieu de la quantité maximale définie pour éviter tout risque de criticité (234 noyaux). De la même façon, l'opérateur a inscrit dans la case « criticité transfert » le nombre de noyaux transférés au lieu de la quantité maximale de noyaux pouvant être transférés. Cette erreur n'a pas été détectée par le contrôleur indépendant. De plus, les inspecteurs considèrent que les termes « criticité transfert » et « criticité arrivée » ne sont pas suffisamment explicites, ce qui pourrait expliquer les écarts cités ci-avant.
Ces écarts dans le remplissage de la fiche de transfert ne sont pas en soi des écarts aux exigences de criticité. Néanmoins, ils pourraient potentiellement conduire à des non-respects d'exigences relatives à la maitrise de la criticité. Demande A4 : Je vous demande de vous assurer que les contrôles du respect des exigences de criticité de transfert et d'arrivée de matière, requis par la procédure CDR0009 sont bien réalisées et tracées dans la fiche de transfert. Demande A5 : Je vous demande d'ouvrir une fiche d'événement anormal (FEA) pour traiter les écarts cité ci-avant, ainsi que l'absence de leur détection par le contrôleur indépendant. En outre, lorsqu'une boîte à noyaux est transférée, la fiche de transfert ne permet pas de tracer le respect du nombre maximal de noyaux dans cette boîte. Demande A6 : Je vous demande de prévoir la formalisation du double-contrôle du respect des critères de criticité applicables aux contenants lors des transferts.
## Contrôle De L'Étiquetage Des Fûts De Déchets Présents Dans Les Parcs D'Entreposage S1, S5, S6 Et S7
Dans le cadre des suites de l'inspection « maitrise du risque de criticité » du 22 novembre 2016, l'exploitant s'était engagé à mettre en place un contrôle du bon étiquetage des futs de déchets entreposés dans S1, S5, S6 et S7, contenant une masse supérieure à 230 g d' 235U (seuil d'alerte à partir duquel tout gerbage de fûts sans autorisation formalisée est interdit). Ce contrôle est prévu dans la fiche opératoire « Entreposage de déchets : respect des règles de criticité sur les parcs S1, S5, S6 et S7 » référencée UTED0002 ind. 12. Néanmoins, la fréquence de réalisation de ce contrôle n'est pas définie. De plus, ce contrôle, qui permet de s'assurer du respect de l'ED n° 043840 « *garantir une densité de surface* d'entreposage inférieure ou égale à 25 g d'235U/dm² (gerbage compris) pour les déchets sans graphite » n'est pas intégré dans la liste des contrôles et essais périodiques des RGE de l'exploitant.
En outre, les inspecteurs ont consulté les résultats de la dernière vérification du 15 janvier 2018, sous le format d'un tableau. Les inspecteurs ont constaté que ce tableau ne prévoit pas le visa du contrôleur, ni la réalisation du contrôle technique requis par l'article 2.5.3 de l'arrêté [2]. De plus, ce modèle de PV n'est pas référencé dans le système documentaire de l'exploitant. Demande A7 : Je vous demande de formaliser dans vos RGE, dans la fiche récapitulative des exigences définies (FRED) et dans la fiche opératoire concernée, la fréquence et les exigences relatives au contrôle de l'étiquetage des fûts de déchets présents dans les parcs d'entreposage S1, S5, S6 et S7.
Demande A8 : Je vous demande de vous assurer que le contrôle de l'étiquetage des fûts de déchets présents dans les parcs d'entreposage S1, S5, S6 et S7 est réalisé conformément aux exigences de l'arrêté [2] relatif au contrôle technique de l'activité (article 2.5.3) et à la traçabilité de l'activité importante pour la protection (article 2.5.6).
Sur les résultats du contrôle précité, dans la case associée à la vérification du bon étiquetage, l'annotation « U5 fût 189,96 » était indiquée sans autre explication. Après investigation, l'exploitant a indiqué aux inspecteurs que la personne réalisant le contrôle avait constaté que la valeur inscrite sur l'étiquette (requise pour des masses d' 235U supérieure à 230 g) était de 189,96 g et n'était pas cohérente avec la valeur mesurée et reportée sur le registre à 236,17 g. L'exploitant avait alors procédé à un nouvel étiquetage du fût. Néanmoins, le traitement de cet écart n'a fait l'objet d'aucune traçabilité requise par l'article 2.5.6 de l'arrêté [2]. L'exploitant n'a également pas déterminé les causes de ce mauvais étiquetage.
Demande A9 : Je vous demande de vous assurer que les écarts détectés lors de la réalisation de contrôles permettant de s'assurer du respect d'exigences définies font l'objet d'un traitement conforme à l'article 2.6.3 de l'arrêté [2]. Demande A10 : Je vous demande d'analyser les causes de cet écart, et le cas échéant d'ouvrir une fiche d'événement anormal (FEA) pour définir des actions préventives pour éviter son renouvellement.
## Gestion Des Mises À Jour Documentaires
Les inspecteurs ont constaté que la fiche opératoire de sécurité (FOS) n° 65-0128 rév. 13 du 27 janvier 2017, qui traite de la gestion des bidons filtrants, indique qu'elle permet de répondre aux exigences définies (ED) n° 021901, 021902 et 021910. Or, l'ED n° 021902, créé en janvier 2017 n'apparaît pas dans la liste des ED des règles générales d'exploitation (RGE). De plus, cette FOS permet de répondre à l'ED n° 021900 « limiter à 800 grammes la masse nette aspirée par bidon filtrant utilisé pour le nettoyage des sols et garantir un entreposage sous-critique » bien que cette ED ne soit pas référencée dans la FOS. En outre, les inspecteurs ont constaté que la FOS n° 65-077 « gestion des filtres de boîtes à gants » à la révision 0 de janvier 2017, définissant les opérations et les pesées à effectuer sur les filtres des boîtes à gants pour garantir le respect de l'ED 199930 « *Filtres des boîtes à gants de la zone U - Garantir une masse* d'U235 par filtre ou ensemble de filtres entreposés dans une alvéole de casier inférieure ou égale à 350 g d'U235 », n'est pas référencée dans les RGE. Enfin, les inspecteurs ont constaté dans le chapitre des RGE relatif aux contrôles et essais périodiques que les références des documents d'application du contrôle semestriel de « bon fonctionnement des balances du Laboratoire liées au suivi de la matière aspirée dans les bidons filtrants et au contrôle par limitation de la masse d'uranium 235 » ne sont pas exactes.
Demande A11 : Je vous demande de vous assurer que les créations ou les mises à jour d'exigences définies ou de documents d'application font bien l'objet de mises à jour des RGE lorsque cela est nécessaire. Demande A12 : Je vous demande de réaliser un contrôle technique concernant l'exhaustivité et l'exactitude du chapitre des RGE définissant les exigences définies et les références des documents de déclinaison de ces ED ainsi que du chapitre des RGE définissant les contrôles et essais périodiques et les références des modes opératoires associés.
## Respect Des Engagements
Dans le cadre des suites de l'inspection « maitrise du risque de criticité » du 22 novembre 2016, l'exploitant s'était engagé à réaliser au 1er trimestre 2017 des vérifications indépendantes de sûreté (VIS)
pour s'assurer de l'exactitude des FRED des unités de traitement des effluents et déchets (UTED) et à réaliser une VIS en août 2017 concernant les contrôles des fûts de déchets présents dans les parcs d'entreposage S1, S5, S6 et S7. Les inspecteurs ont constaté que ces VIS n'avaient pas été réalisées. L'exploitant a indiqué qu'il n'avait pas intégré ces engagements dans son tableau de suivi des engagements pris auprès de l'ASN.
De plus, l'exploitant s'était engagé à la suite de cette même inspection à réaliser un contrôle visuel périodique du bon état des préfiltres situés en aval des boîtes à gants. Cet engagement n'était également ni réalisé ni suivi par l'exploitant. Demande A13 : Je vous demande de prendre des dispositions pour vous assurer que tout engagement pris auprès de l'ASN dans le cadre des réponses aux lettres de suite d'inspection fait l'objet d'un suivi rigoureux de votre part, afin de permettre notamment la détection de sa non-réalisation. Demande A14 : Je vous demande de vous engager sur un délai de déploiement des contrôles périodiques du bon état des préfiltres situés en aval des boîtes à gant. Vous m'indiquerez la périodicité retenue et vous vous assurerez de la mise à jour de votre référentiel documentaire pour prendre en compte ces nouveaux contrôles.
Demande A15 : Je vous demande de réaliser ces visites indépendantes de sûreté (VIS) dans les meilleurs délais.
## Bidons Filtrants
Les inspecteurs ont consulté les tableaux de suivi des pesées mensuelles ou bi-mensuelles des bidons filtrants, prévues par la fiche opératoire de sécurité (FOS) n° 65-0128 rév. 13 du 27 janvier 2017. Ces contrôles permettent de répondre aux ED n° 021900 « limiter à 800 grammes la masse nette aspirée par bidon filtrant utilisés pour le nettoyage des sols et garantir un entreposage sous-critique » et n° 021901 : « limiter à 350 grammes la masse nette aspirée par bidon filtrant "procédés" et garantir un entreposage sous-critique », afférentes à l'activité importante pour la protection (AIP) « entreposage et transfert de matières fissiles ». Cette FOS
prévoit que les contrôles mensuels ou bi-mensuels des masses des bidons filtrants fassent l'objet d'une double pesée, la 2nde pesée devant être réalisée par une personne habilitée et différente de la 1ère. A la fin de ce double-contrôle de masse, une vérification des écarts de masse par rapport au précédent doublecontrôle doit être réalisée, et en cas de perte de masse supérieure à 10 g, des investigations doivent être engagées. Les inspecteurs n'ont pas relevé d'écarts dans le remplissage de ce tableau. Néanmoins, ils ont constaté que le modèle de tableaux utilisé pour tracer les contrôles évoqués ci-avant (présenté en annexe 3 de la FOS n° 65-0128) ne permet pas à la personne réalisant la 1ère pesée de viser la masse qu'il annote. De plus, ce tableau ne prévoit pas la traçabilité du contrôle d'écart de masse. En outre, les inspecteurs ont constaté que le modèle de tableau utilisé ne permettait pas de tracer la vidange des bidons filtrant qui engendrent de fait une perte de masse importante entre 2 pesées. Demande A16 : Je vous demande de vous assurer que les tableaux de suivi des pesées mensuelles et bi-mensuelles des bidons filtrants permettent de tracer l'ensemble des contrôles prévus par la FOS n° 65-0128 ainsi que le nom et le visa des personnes les ayant réalisés.
## B. Demandes De Complements D'Information Surveillance Des Prestataires
Les inspecteurs ont consulté le plan de surveillance de l'entreprise extérieure réalisant l'activité de double contrôle des masses sur les installations, référencé LAM00023 v 3.0 du 30 janvier 2018. Ce plan de surveillance définit plusieurs actions de surveillance a priori et *a posteriori* de l'activité de double contrôle des intervenants extérieurs. Néanmoins, les inspecteurs n'ont pas eu la certitude que ce plan de surveillance permet à l'exploitant de s'assurer que, conformément à l'article 2.2.2 de l'arrêté [2], l'ensemble des opérations sont réalisées par les intervenants extérieurs en respect des dispositions de cet arrêté [2] et en respect des exigences définies par l'exploitant dans la cahier des charges de cette prestation (référencé LAM00069 v 1.0 du 15 septembre 2017). Demande B1 : Je vous demande de me démontrer que les actions de surveillance que vous réalisez sur les intervenants extérieurs en charge de la réalisation des doubles contrôles de masse sur vos installations, décrites dans votre plan de surveillance, permettent de vous assurer, conformément à l'article 2.2.2 de l'arrêté [2], que l'ensemble de cette activité est réalisé en respect des dispositions de cet arrêté [2] et en respect des exigences définies dans le cahier des charges de la prestation. Vous réviserez le plan de surveillance de cette prestation le cas échéant.
## 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, 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-2018-0453 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 13 avril 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-018002 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cruas-Meysse Electricité de France CNPE de Cruas-Meysse BP 30 07 350 CRUAS
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB n°111 et 112)
Thème : « Suivi en service des ESPN »
## Référence À Rappeler Dans Vos Correspondances : Inssn-Lyo-2018-0453
Références : [1] Code de l'environnement, son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décret n°2016-1925 du 28 décembre 2016 relatif au suivi en service des appareils à pression [3] Arrêté du 12 décembre 2005 relatif aux équipements sous pression nucléaires [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 prévu au code de l'environnement en référence [1], une inspection courante a eu lieu le 29 mars 2018 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse, sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression nucléaires (ESPN) ». A la suite des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de cette inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de la centrale nucléaire de Cruas-Meysse du 29 mars 2018 portait sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression nucléaires (ESPN) », et visait à vérifier le respect des exigences fixées par l'arrêté ministériel du 12 décembre 2005. Les ESPN constituant des équipements importants pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement, au sens de l'article 1.3 de l'arrêté ministériel du 7 février 2012, les inspecteurs ont également évalué la prise en compte des dispositions réglementaires fixées par cet arrêté ministériel. Les inspecteurs ont examiné plus particulièrement les points suivants :
- l'organisation retenue par le site pour l'application des exigences établies dans l'arrêté du 12 décembre 2005 ;
- la déclinaison des actions correctives définies à la suite des écarts relevés lors de l'inspection précédente concernant le thème du suivi en service des ESPN ;
- la liste des ESPN utilisés dans l'installation ;
- la gestion de la veille réglementaire ;
- la vérification interne de la déclinaison des exigences de suivi en service des ESPN ;
- l'élaboration et l'application des programmes des opérations d'entretien et de surveillance
(POES) au travers des inspections périodiques d'ESPN ;
- la gestion des dossiers réglementaires des ESPN.
Une visite de l'état apparent, de l'environnement et du marquage réglementaire de plusieurs équipements et de leurs accessoires de sécurité situés dans le bâtiment réacteur n°2 en arrêt pour maintenance programmée, ainsi que des locaux d'archivage des films radiographiques et argentiques des examens non destructifs (END) a permis de compléter cette inspection.
Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs considèrent que l'organisation mise en œuvre sur le site pour répondre aux exigences réglementaires relatives au suivi en service des ESPN est satisfaisante.
Le suivi en service des ESPN est réalisé de manière rigoureuse et correctement documentée.
L'organisation est décrite et opérationnelle. Les inspecteurs ont toutefois relevé que l'implication des deux suppléants au référent pour le suivi en service des ESPN demeurait relativement limitée et que des retards ponctuels étaient tolérés en matière de formalisation de la veille réglementaire mensuelle et du compte-rendu de la commission semestrielle traitant de la maîtrise du risque pression. Ils ont également identifié des dépassements récurrents du taux d'hygrométrie défini pour la bonne conservation des supports radiographiques et argentiques des END mis en œuvre sur les ESPN.
Enfin, l'état apparent, le marquage et l'environnement des équipements vus en zone contrôlée du réacteur n°2 sont apparus satisfaisants.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place par votre établissement afin de respecter les exigences établies dans l'arrêté ministériel cité en référence [3]. Le pilotage de cette thématique repose sur un ingénieur référent ESPN qui peut, en cas de besoin s'appuyer sur deux ingénieurs suppléants afin d'assurer une continuité de service en cas notamment d'absence prolongée du pilote référent ESPN. Les inspecteurs ont constaté que les suppléants ne s'impliquaient pas dans certaines missions telles que la participation aux audioconférences nationales traitant du retour d'expérience, à l'analyse de la veille réglementaire, aux réunions de la commission traitant de la maîtrise du risque pression (commission MRP), au suivi du plan d'action pour la gestion des ESPN. Demande A1 : Je vous demande de veiller à une implication plus importante des suppléants désignés au référent ESPN afin qu'ils soient en mesure d'assurer une continuité de service sur l'ensemble des missions participant au suivi en service des ESPN. Les inspecteurs ont relevé que les veilles réglementaires mensuelles relatives au suivi réglementaire des ESPN n'avaient pas été réalisées depuis le début de l'année 2018. Demande A2 : Je vous demande de veiller à traiter de manière continue la diffusion de la veille réglementaire mensuelle en procédant à son analyse formalisée.
Les inspecteurs ont constaté que le compte-rendu de la réunion semestrielle de la commission MRP
qui s'est tenue le 7 septembre 2017 n'avait pas été rédigé et que le relevé de décision nécessaire au référent ESPN en matière de pilotage du plan d'action pour le suivi en service des ESPN n'était pas disponible. Demande A3 : Je vous demande de veiller à assurer dans un délai ne dépassant pas un mois l'élaboration et la diffusion au référent ESPN des relevés de décisions concernant le suivi en service des ESPN.
Les inspecteurs se sont rendus dans les locaux d'archivage des films radiographiques et argentiques des END réalisés sur les ESP et ESPN des réacteurs n°1 et n°3. Ils ont consulté les enregistrements des températures et du taux d'hygrométrie de ces locaux depuis le début de l'année 2018 et ont constaté des dépassements récurrents de la plage recommandée de 30 à 50% d'humidité relative durant plus de 8 jours consécutifs, avec des valeurs dépassant régulièrement 60% d'humidité relative. Ces écarts aux exigences fixées dans la note transverse entités « Modalités de traitement de l'archivage du CNPE de Cruas-Meysse » référencée D5180/NE/SI/04090 n'ont pas fait l'objet d'un traitement adéquat et n'ont pas été portés à la connaissance du référent ESPN. Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé que les enregistrements de ces paramètres ne sont analysés que tous les quinze jours, ce qui n'apparaît pas compatible avec l'exigence définie d'absence de dépassement de la plage recommandée de 30 à 50% d'humidité relative durant plus de 8 jours consécutifs. Demande A4 : Je vous demande de définir et mettre en œuvre sans délai une solution de traitement efficace et pérenne des dépassements réguliers du taux d'humidité relative des locaux d'archivage des films radiographiques et argentiques des END réalisés sur les ESP et ESPN. Demande A5 : Je vous demande de prévoir une information réactive du référent ESPN ou de ses suppléants de tout écart relatif aux conditions définies pour l'archivage des films radiographiques et argentiques des END réalisés sur les ESPN. Demande A6 : Je vous demande de revoir vos modalités de traitement des enregistrements des paramètres de conservation des films radiographiques et argentiques des END afin qu'elles soient compatibles avec les exigences définies. Les inspecteurs ont constaté la présence d'un orifice important au niveau de la cloison à proximité de la porte coupe-feu repérée 0 JSB 016 QG située dans le couloir d'accès aux locaux d'archivage des films radiographiques et argentiques des END réalisés sur les ESP et ESPN. Demande A7 : Je vous demande de procéder sans délai au bouchage de cet orifice afin de restaurer la sectorisation incendie du couloir menant aux locaux d'archivage des films radiographiques et argentiques des END réalisés sur les ESP et ESPN
B. Compléments d'information Néant.
C. Observations Néant.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois, sauf mention contraire. 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. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la cheffe de la division de Lyon de l'ASN
signé par Olivier VEYRET
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INSSN-DCN-2017-0677 | DIRECTION DES CENTRALES NUCLEAIRES
Montrouge, le 20 août 2018 Réf. : CODEP-DCN-2018-023370 Monsieur le Directeur Division de l'Ingénierie du Parc, de la Déconstruction et de l'Environnement
(DIPDE) EDF
140 avenue Viton 13401 MARSEILLE CEDEX 20 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base EDF - DIPDE
Inspection INSSN-DCN-2017-0677 des 21 et 22 décembre 2017 Thème : R.1.2 /Organisation - Élaboration des modifications des INB
## Réf. : Voir Annexe 1
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 21 et 22 décembre 2017 à la division de l'ingénierie du parc, de la déconstruction et de l'environnement (DIPDE) d'EDF sur le thème R.1.2
« Organisation - Élaboration des modifications 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection des 21 et 22 décembre 2017 a porté sur l'élaboration des modifications et associations de modifications matérielles et documentaires des réacteurs électronucléaires d'EDF, et en particulier sur celles relevant d'une demande d'autorisation de l'ASN au titre de l'article 26 du décret en référence [2].
L'élaboration des modifications doit être entendue comme toutes les étapes de définition stratégique, de conception, de réalisation et de prise en compte du retour d'expérience permettant à des modifications ou associations de modifications d'être mises en œuvre et exploitées. Cette inspection a été réalisée en amont d'une évolution majeure du cadre règlementaire concernant les modifications, par l'entrée en vigueur au 1er janvier 2018 de la décision de l'ASN 2017-DC-616 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base, en référence [4]. L'article 1.2.2 de cette décision, applicable au plus tard au 1er juillet 2019, dispose que la gestion des modifications notables est une activité importante pour la protection (AIP), au sens de l'article 1er.3 de l'arrêté en référence [3].
La journée du 21 décembre a porté sur l'examen de plusieurs dossiers de modifications, qui ont été examinés, soit dans leur globalité, soit partiellement.
Ces modifications avaient été identifiées en amont de l'inspection par les inspecteurs comme potentiellement représentatives du fonctionnement du processus d'élaboration des modifications, dont DIPDE est partie prenante au titre de la maîtrise d'œuvre, de l'assistance à la maîtrise d'ouvrage, de la prestation et de la maîtrise de l'intégrité du design. Au cours de la même journée, les inspecteurs se sont par ailleurs entretenus avec le référent de la démarche SOH1 au sein de DIPDE.
La journée du 22 décembre a porté sur quatre spécificités du processus d'élaboration des modifications par DIPDE. Les thématiques suivantes ont été examinées :
- la gestion des déprogrammations partielles ou totales de modifications au sein de DIPDE, avec une attention particulière portée sur le troisième réexamen périodique des réacteurs de 1300 MWe ;
- les interactions entre l'élaboration des modifications, les réexamens périodiques et le programme
« grand carénage » d'EDF ;
- la prestation documentaire et le pilotage de lots documentaires ; - les évolutions en cours actuelles et prévisibles de l'organisation de DIPDE.
Au vu de l'examen des dossiers de modifications, comme des échanges avec les différents interlocuteurs, l'organisation définie et mise en œuvre au sein de DIPDE pour l'élaboration des modifications apparaît nettement perfectible. Les inspecteurs ont toutefois noté avec intérêt les nouveaux choix d'organisation, en cours de déploiement à ce jour, dont les objectifs sont cohérents avec certains constats des inspecteurs.
## A. Demandes D'Actions Correctives A.1. Retour D'Expérience
Les inspecteurs se sont attachés à examiner la prise en compte du retour d'expérience (REX) dans l'élaboration des modifications à toutes les étapes du processus de conception, de l'analyse du besoin au déploiement de la modification. Il apparait que le processus de REX prévu ne prévoit pas de prendre en compte l'intégralité des anomalies intervenues au cours du cycle de vie de la modification, y compris pour le réacteur « tête de série »2 qui bénéficie pourtant d'une note de REX dédiée.
De manière générale, les documents traçant des éléments de REX ne sont pas rédigés dans la perspective d'une analyse intégrée de ces éléments. Ces documents épars participent à différents processus dont les interfaces ne sont pas assurées par votre système de gestion intégré (SGI). Ceci ne permet pas d'assurer une centralisation des informations disponibles et contribue à une **traçabilité** et une **exploitation** insuffisantes des éléments de retour d'expérience, contrairement à ce qui est prévu par l'article 2.5.6 de l'arrêté en référence [3]. À titre d'exemple, les interfaces entre le processus de REX des modifications et celui relatif aux événements significatifs ne peuvent être ignorées. De la même manière, certains éléments relatifs à la réalisation des travaux (par exemple en termes de planification des activités ou de condition de travail), ainsi que les enseignements de l'application de la démarche SOH doivent être considérés comme des éléments de retour d'expérience.
En matière d'analyse de REX, les enseignements tirés concernent les anomalies apparues lors du déploiement de modifications, mais considèrent de manière insuffisante les **bonnes pratiques** en termes d'optimisation des interventions ou de prévention des aléas. Par ailleurs, les délais de production des notes portant le REX sont en inadéquation avec le calendrier prévisionnel de déploiement, ne permettant pas l'exploitation du retour d'expérience disponible, au sens du III de l'article 2.4.1 de l'arrêté en référence [3]. À titre d'exemple, le suivi des anomalies à la mise en œuvre au moyen des fiches d'écarts (FCE) n'est pas toujours en mesure d'empêcher la reproduction d'écarts lors de la mise en œuvre ultérieure de la modification sur d'autres réacteurs, alors même que ces FCE bénéficient dans 75 % des cas d'une analyse sous 15 jours. Il apparaît en outre que le retour d'expérience réactif (« à chaud »), qui fait l'objet de fiches dédiées, les fiches de REX rapide (FRER), n'est pas en mesure, dans l'organisation actuelle d'EDF, d'infléchir la stratégie de déploiement initialement définie.
Les enseignements tirés de l'analyse du retour d'expérience doivent permettre, tant de manière réactive que prospective, de questionner les modifications envisagées à toute étape de leur cycle de vie, mais aussi éventuellement les processus ayant permis leur élaboration. La mise en place d'une note de « REX conception » depuis 2016 illustre la prise en considération par DIPDE de la nécessité de consolider les éléments de REX pour les éléments relevant du domaine des études de conception. Toutefois, les documents de REX doivent être conçus de telle manière que cette capitalisation bénéficie :
- aux déploiements ultérieurs de la même modification générique ;
- à d'autres modifications pouvant présenter des caractéristiques similaires, y compris sur des réacteurs d'autres paliers ;
- à l'évaluation des outils et processus.
Demande A.1 : Je vous demande de renforcer l'efficacité de votre processus de retour d'expérience. En particulier, vous définirez les actions nécessaires afin que le retour d'expérience soit pleinement intégré au processus d'élaboration des modifications. Vous décrirez les modalités retenues dans votre système de gestion intégré.
## A.2. Périmètre De Contrôle De L'Intégrité Du Design
La DIPDE a pour objectif, conformément à sa note d'organisation, de « réaliser les modifications sur les centrales nucléaires du parc français ». Cette entité assure également, par l'action de la « design authority » (DESA), « l'intégrité du design » au sens de l'INSAG-19 de l'AIEA, en référence [7], qui est entendu comme la connaissance des évolutions de l'installation et de son référentiel, et l'assurance du maintien, au regard de ces évolutions, de la capacité de l'installation à atteindre les exigences qui lui sont assignées. À cette fin, la « design authority » doit approuver les modifications, notamment de conception, concernant directement ou indirectement les intérêts protégés mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et assurer que la connaissance requise pour la maîtrise du design est maintenue. L'INSAG-19 précise que la « design authority » possède une « responsabilité globale » basée sur le « design dans son ensemble ». La « design authority » peut ne pas posséder en propre la connaissance détaillée et spécialisée exigible sur tous les élément importants pour la protection des intérêts (EIP) et sur l'intégralité du référentiel d'exploitation, mais doit alors déterminer quelles sont les autres entités qui disposent de cette connaissance. Ces entités, désignées comme « *responsible designers* », ont la responsabilité formelle de maintenir leur connaissance spécialisée sur la conception et leur compétence dans le processus de conception, notamment dans une perspective de conformité avec les exigences règlementaires. Les inspecteurs ont constaté que l'état de l'installation et du référentiel résultant de la réalisation de certaines modifications n'était pas complètement maîtrisé par la DESA, ni directement ni par l'intermédiation d'un « *responsible designer »* identifié comme tel. C'est en particulier le cas des modifications réalisées par les « structures palier »3 ou directement par les CNPE4.
L'inspection a montré que la DESA assure ses missions de manière effective pour les modifications nationales réalisées par l'ensemble des centres d'ingénierie associées à un réexamen périodique et mises en œuvre au cours d'arrêts de réacteur. Pourtant, l'organisation prescrite dans les notes d'organisation consultées par les inspecteurs, et notamment la note en référence [9], désigne un périmètre différent du périmètre effectif d'intervention de la DESA. En particulier, la note en référence [9] prévoit l'assurance de la maîtrise du design, c'est-à-dire en amont de l'exploitation du nouvel état, « à la maille de la tranche »,
donc réacteur par réacteur, avec des exigences de conformité « réelle » et de « cohérence du référentiel documentaire ». Par ailleurs, d'après les notes d'organisation consultées, seules les évolutions de modifications identifiées « de responsabilité DIPDE », ou dans le cadre d'un réexamen entrent dans le champ de compétence de la DESA.
Les anomalies significatives de réalisation de modifications ou les évolutions de planification et les déprogrammations pouvant impacter les conditions de réalisation, font l'objet sur demande du maître d'œuvre (« équipes communes »5) d'une analyse réactive de la DESA formalisée par l'émission d'une fiche de position. Les inspecteurs ont noté que l'information et la consultation de DIPDE à la suite d'anomalies et d'évolutions, pourtant nécessaires à la connaissance de l'état réel des installations et à l'intégrité du design, ne sont pas systématiques car soumises à l'interprétation du caractère « significatif » de ces écarts par les équipes sur site. Pour les modifications locales, de conception locale ou nationale, la responsabilité de la réalisation de la modification incombe aux CNPE, ou éventuellement aux « structures paliers », qui peuvent faire évoluer unilatéralement la modification sans informer les instances qui assurent l'intégrité du design (Design Authority ou « *responsible designers »* identifiés). Ces entités prennent donc de fait le statut de « *responsible designers* au sens de l'INSAG-19, mais ne sont pourtant pas identifiés comme telles dans les notes d'organisation que les inspecteurs ont pu consulter. Pour les adaptations locales de modifications nationales, qu'il s'agisse de prendre en compte les spécificités locales, y compris certains écarts de conformité locaux, ou de décliner la documentation opératoire, la responsabilité de leur réalisation incombe à l'équipe commune de DIPDE, conjointement avec la structure palier ou le cas échéant les CNPE concernés, qui dépendent de la division de la production nucléaire (DPN). Dans ce cas, l'équipe commune de chaque CNPE est en contact avec l'ingénieur de liaison site (ILS) de DIPDE, qui assure un rôle déterminant, d'une part dans la bonne mise en œuvre de la modification, notamment dans la vérification de la cohérence et la gestion des interfaces avec les autres activités, et d'autre part dans le traitement des anomalies lors de sa mise en œuvre. Cette mission d'appui au maintien de l'intégrité du design n'est pas identifiée dans les notes d'organisation qui ont pu être consultées par les inspecteurs, y compris dans la note en référence [10]. Ce qui précède met en évidence que :
- l'organisation prescrite pour le maintien de l'intégrité du design ne correspond pas à l'organisation effectivement mise en œuvre, qui s'avère par ailleurs particulièrement compliquée ;
- l'organisation d'EDF, prescrite ou **effective**, ne permet pas d'atteindre les objectifs de l'INSAG19, notamment en ce qui concerne les modifications locales, les adaptations locales de modifications nationales, les modifications mises en œuvre hors des arrêts de réacteur et les modifications nationales qui ne sont pas liées à un réexamen périodique, alors même qu'elles peuvent présenter parfois plus d'enjeux pour la protection des intérêts.
Demande A.2-1 : Je vous demande de vous assurer que l'organisation prescrite dans les notes portant d'organisation de DIPDE et de la DESA correspond à l'organisation effective des services. Dans le cas contraire, je vous demande de les mettre en cohérence. Demande A.2-2 : Je vous demande que les intégrations partielles ou déprogrammations individuelles de modifications nationales soient systématiquement, et quel qu'en soit le motif, validées sur la base d'une analyse technique et juridique de niveau suffisant, au moins égal à celui qui a permis la prescription initiale de la modification. Cette analyse devra intégrer à la fois les causes de l'évolution de la modification et ses conséquences en phase de travaux et en exploitation. Elle devra assurer que cette évolution a fait, le cas échéant, l'objet de la déclaration ou de l'autorisation requise en application du décret en référence [2]. Si la modification nationale fait partie d'une association de modifications, elle devra de plus prendre en considération les éléments détaillés au paragraphe B.7 du présent courrier. Je vous demande en outre, conformément aux dispositions de l'article 2.4.1 de l'arrêté en référence [3], de définir les modalités d'organisation pour l'atteinte des objectifs de maîtrise complète du design des réacteurs, d'un point de vue matériel comme documentaire, conformément aux objectifs stratégiques ayant conduit à la création de la « design authority ». Ces modalités ne pourront ignorer les centres d'ingénierie extérieurs à DIPDE et les structures d'ingénierie présentes sur les sites.
## A.3. Connaissance De L'État Réel Des Installations
La conception des modifications nationales est réalisée sur un ou des états matériels et documentaires théoriques, qui résultent ;
- d'états matériels et documentaires « socle » des réacteurs objets de la modification, c'est-à-dire de l'état théorique invariant sur au moins deux réacteurs, sans prise en compte des spécificités propres à chaque réacteur ;
- de la prise en compte des évolutions prévisibles des états matériels et documentaires « socle », qui constitueront à terme les nouveaux états « socles » de référence.
L'état du réacteur considéré pour la conception des modifications ne correspond donc pas nécessairement à l'état matériel et documentaire réel des réacteurs. Les principales raisons de ces différences sont les suivantes :
- l'ordre de déploiement des modifications n'est pas identique sur tous les réacteurs ; - les spécificités de sites ne sont pas considérées à ce stade, bien qu'elles aient un intérêt sur l'atteinte des objectifs de la modification, y compris en termes de faisabilité du déploiement.
Lors de la phase de conception, une identification des différents systèmes impactés est réalisée dossier par dossier. Les « ingénieurs système » concernés évaluent *ex ante* s'il existe des interactions entre les différentes modifications en cours de déploiement impactant successivement les systèmes dont ils ont la charge, et s'assurent le cas échéant que ces interactions sont prises en compte dans les autres modifications et pour les autres systèmes. L'identification des éventuelles interactions est réalisée par ordre de déploiement chronologique prévisionnel de chacune des modifications de l'état théorique. Si cet ordre de déploiement évolue, il est nécessaire qu'une analyse d'impact soit réalisée par l'entité qui a conçu la modification. Il a été indiqué aux inspecteurs que le travail d'identification réalisé par les « ingénieurs système » est efficace pour les modifications matérielles et documentaires nationales. Cependant, plusieurs événements significatifs pour la sureté déclarés en 2017 mettent en lumière que ce processus n'est pas satisfaisant pour les modifications des documents de classe 4 et notamment les gammes d'essais périodiques, ce qui remet en cause sa pertinence à l'échelon local. Pour gérer les éventuelles spécificités de site, des enquêtes « terrain » sont réalisées directement par EDF ou par des intervenants extérieurs. Ces enquêtes sont réalisées à plusieurs stades dans le processus d'élaboration des modifications. L'organisation en prévoit notamment lors de la définition du besoin et de la stratégie de déploiement, de la conception et en amont de la réalisation de la modification. Lors des deux premières phases, les enquêtes ne sont pas systématiques et sont réalisées sur un très faible nombre de réacteurs voire, dans de très nombreux cas, uniquement sur le réacteur tête de série. Les enquêtes réalisées en amont de la mise en œuvre de la modification sont quant à elles beaucoup plus fréquentes. Celles-ci sont généralement réalisées par l'intervenant extérieur en charge de la réalisation de la modification.
Hormis pour les réacteurs qui ont bénéficié des enquêtes « terrain » en phase d'étude stratégique et de conception, la prise en compte de l'état réel de l'installation n'est effective que tardivement. L'équipe commune locale s'approprie le dossier environ sept mois avant le déploiement sur son site et a la charge de vérifier l'adaptabilité de ce dossier construit sur un état théorique à l'état réel de l'installation. Il est difficile dans ces conditions de remettre en cause la conception, ce qui peut conduire à privilégier des adaptations locales. Ces adaptations locales sont soumises à l'avis consultatif du concepteur, qui n'est pas systématiquement sollicité par l'ingénierie locale, rendant en particulier complexe la maîtrise de l'intégrité du design réel des installations par la DESA et l'exploitation du retour d'expérience par le concepteur de la modification lorsque celle-ci est nationale (cf. paragraphes A.1 et A.2). Les inspecteurs ont constaté que le processus décrit ci-dessus est fragile et ne garantit pas *a priori* que les choix de conception des modifications et leurs modalités de mise en œuvre, notamment la prise en compte des spécificités de site, permettent au moment de leur réalisation et en vue de leur exploitation de connaitre l'état réel de l'installation. En outre, la configuration « palier » utilisée pour la conception des modifications nationales, apparaît insuffisamment représentative de l'état réel. Par ailleurs, le caractère notable au sens de l'article L593-15 du code de l'environnement, d'une adaptation de la modification lors de la phase de mise en œuvre doit faire l'objet d'une analyse technique et réglementaire, et, le cas échéant, conduire à une demande d'autorisation auprès de l'ASN, conformément à l'article 26 du décret en référence [2]. Demande A.3 : Je vous demande de mettre en place une organisation permettant la capitalisation de la connaissance des spécificités locales lors de la phase de conception comme de la phase de réalisation des modifications, et la valorisation de cette capitalisation dans la conception et la réalisation des modifications ultérieures.
## A.4. Information De L'Asn
Conformément à l'article 2.1.5 de la décision en référence [4], l'ASN devra être informée des évolutions des modifications par rapport au dossier ayant conduit à leur autorisation. Actuellement, en application de la décision en référence **Erreur ! Source du renvoi introuvable.**, l'ASN doit être informée, dans le cadre de la demande d'accord pour divergence à l'issue des arrêts de réacteur avec renouvellement de tout ou partie des assemblages de combustible présents dans la cuve, des évolutions des modifications notables prévues au cours de l'arrêt et présentées dans le dossier de présentation de l'arrêt. Pour ce type de modification, les inspecteurs ont constaté que l'information de l'ASN était parfois absente ou tardive et soulignent que le critère pertinent pour déterminer la nécessité de réaliser cette information est l'impact sur les intérêts protégés mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement. Demande A.4 : Je vous demande de veiller à l'application de l'article 2.5 de la décision en référence [5] et, quand il sera applicable, de l'article 2.1.5 de la décision en référence [4]. Les canaux d'information de l'ASN sont identiques pour les évolutions des modifications et pour les modifications elles-mêmes.
## B.5. Démarche Soh
Les modifications des installations sont de nature à sensiblement affecter les activités réalisées et les organisations. Les facteurs organisationnels et humains doivent donc être pris en compte à tous les stades de l'élaboration d'une modification, y compris dans sa phase d'intégration sur site. Dans l'organisation actuelle de la démarche, la phase de mise en œuvre et notamment de travaux est insuffisamment formalisée et analysée d'un point de vue organisationnel et humain, ce qui prive EDF d'une partie du retour d'expérience et notamment de démarches locales pertinentes et reproductibles. Par ailleurs, la prise en compte du retour d'expérience dans le cadre de la démarche SOH doit non seulement, comme cela est déjà le cas, conduire à des actions ponctuelles spécifiques, notamment en termes de formation, mais aussi permettre de questionner les choix de conception de la modification. En particulier, en ce qui concerne la prise en compte de la sécurité des personnes lors de la phase de chantier, certaines adaptations peuvent être anticipées sur cette base comme le choix du meilleur état de réacteur pour réaliser les opérations ou encore la non-réalisation simultanée d'interventions. Le dynamisme de la démarche SOH résulte d'une organisation en réseau de référents implantés dans les principales entités d'EDF. Toutefois, cette démarche ne bénéficie pas actuellement d'une doctrine harmonisée et centralisée. À titre d'exemple, le choix de mutualiser une analyse de sensibilité SOH ou un plan d'action SOH pour plusieurs modifications (y compris locales) ou plusieurs paliers ne répond pas à des critères objectifs préalablement définis mais sont décidés en opportunité, parfois sans consultation du référent SOH. Les inspecteurs ont pu constater que ces choix étaient parfois non justifiés, notamment lorsqu'il existe des différences de configuration. De la même façon, les inspecteurs ont pu constater sur au moins un cas examiné, la PNPP 1709 « Remplacement des robinets SIERS sur TEG et ajout de blocs d'inter-verrouillage sur robinets RPE », que la sensibilité SOH a été diminuée au motif que la modification « n'apporte que du positif », ce qui contrevient à l'esprit de cette démarche SOH et en limite fortement l'intérêt. Les inspecteurs ont toutefois noté un investissement récent mais perceptible de DIPDE pour une meilleure prise en compte des enjeux liés aux facteurs organisationnels et humains, notamment dans le cadre des quatrièmes réexamens périodiques des réacteurs de 900 MWe. Plus généralement, le questionnement de la démarche à l'échelle du centre d'ingénierie est une action à soutenir dans la durée.
Néanmoins, en l'absence d'une doctrine partagée par les autres entités, les améliorations pourraient se limiter à une partie restreinte du processus d'élaboration des modifications.
Demande B.5 : Je vous demande de préciser quelles sont les modalités de partage de la doctrine en matière de facteurs organisationnels et humains entre DIPDE et les autres entités d'EDF, et les modalités de définition et d'arbitrage de cette doctrine. Je vous demande en outre, de définir les moyens pour valoriser la prise en compte des spécificités de site dans votre démarche SOH, conformément aux demandes du courrier en référence [8].
## B.6. Gestion Documentaire
En matière documentaire, la DPN constitue le maître d'ouvrage, DIPDE assurant un rôle de maître d'ouvrage délégué. Ainsi, la production et la gestion des documents génériques sont réalisées par DIPDE, par type de réacteur (palier). En revanche, la déclinaison pour un palier de la documentation générique pour créer la documentation spécifique est de la compétence de la « structure palier », entité de la DPN présente sur un des sites du palier. Les documents du chapitre VI des RGE constituent une exception notable à cette organisation, dans la mesure où ceux-ci sont entièrement de la responsabilité de DIPDE. Toutefois, l'organisation décrite dans votre SGI ne permet pas d'identifier le garant de la doctrine entre DIPDE et la DPN. La compétence en matière de documentation nationale est portée par DIPDE, qui gère notamment l'assistance et le conseil dans l'application des RGE, mais les instances décisionnelles sont placées au sein de la DPN, qui a notamment un pouvoir de prescription des modifications et d'émission de notes interprétatives à valeur prescriptive. Par ailleurs, le respect de l'intégrité du design en matière documentaire, résultant du cumul de la documentation nationale et de la documentation locale, ne peut être évalué qu'à la maille du réacteur. Demande B.6 : Je vous demande de m'informer des moyens mis en œuvre pour assurer la cohérence et l'unicité de la doctrine en matière de référentiel d'exploitation, et le contrôle effectif et exhaustif de l'application de cette doctrine à tous les niveaux de votre référentiel.
## B.7. Associations De Modifications Et Déprogrammations
EDF a choisi de présenter les demandes d'autorisation formulées auprès de l'ASN sous la forme de dossiers, parfois appelés « lots », comprenant une association de plusieurs modifications. Si un tel dispositif peut faire sens du point de vue de l'homogénéité des RGE et de la simultanéité de la mise en œuvre des modifications, il emporte également des considérations administratives.
Les autorisations délivrées par l'ASN sont en effet fondées sur la demande transmise par EDF. EDF ne justifiant pas dans ses dossiers l'acceptabilité d'une mise en œuvre partielle, notamment vis-à-vis des liens avec les modifications qui sont déployées entièrement, l'autorisation de l'ASN ne concerne que le déploiement complet de l'association de modifications.
Toute déprogrammation ou mise en œuvre partielle d'une modification faisant partie d'une association de modifications doit ainsi faire l'objet d'une analyse aux plans règlementaire et technique, d'une part sur les caractéristiques intrinsèques de la modification, et d'autre part sur l'association de modifications dont elle fait partie. Cette analyse doit répondre à la nécessité d'assurer la conformité matérielle et documentaire à la démonstration de protection des intérêts, la validité juridique, la pertinence technique et l'intégrité du design. La nécessité de cette démarche vous a été rappelée dans le courrier en référence
[8], qui porte sur les modifications du troisième réexamen périodique des réacteurs de 1300 MWe. Audelà de la stricte protection des intérêts, une évolution d'une modification intégrée dans une association de modifications peut remettre en cause, le cas échéant, le bénéfice de l'autorisation correspondante de l'ASN.
Demande B.7 : Je vous demande d'expliciter la manière dont vous définissez le périmètre des associations de modifications, et comment vous vous assurez que, autant que possible, ce périmètre n'évoluera pas de manière significative après la transmission à l'ASN de la demande d'autorisation.
## C.8. Nouvelle Organisation De Dipde
La nouvelle organisation de DIPDE a été présentée aux inspecteurs. Celle-ci sera déployée au cours de l'année 2018. Si les effets de cette réorganisation ne pourront être perçus à échéance proche, il peut d'ores et déjà être noté qu'elle devrait permettre de répondre sur le plan des principes à certain des constats formulés par l'ASN dans le présent courrier.
En particulier, peuvent être mis en évidence :
- un renforcement du fonctionnement en mode projet, susceptible d'accroître la transversalité et la flexibilité de l'organisation ;
- un recentrage des domaines d'expertise, des compétences systèmes et de maîtrise du design, dans l'objectif de pérenniser et développer les compétences internes de DIPDE ;
- un renforcement de la place accordée à l'appui en temps réel, au traitement dynamique du retour d'expérience et aux dispositifs d'accompagnement de l'exploitant, visant notamment à limiter la survenue d'anomalies lors du déploiement.
Cette nouvelle organisation devra faire l'objet d'une attention particulière dans le cadre de l'évaluation de la performance du SGI prévue à l'article 2.4.2 de l'arrêté en référence [3].
## C.9. Interactions Avec Les Autres Entités D'Edf
Le calendrier d'intégration et la planification des modifications au cours des arrêts de réacteur (prescription, programmation, priorisation, préparation des arrêts…) sont pilotés par des entités d'EDF
extérieures à DIPDE. Si une telle organisation peut se justifier en pratique, il est apparu au cours de l'inspection que la gestion du cadre temporel de réalisation des modifications peut avoir un impact sur les enjeux associés à cette modification, notamment en phase de réalisation. Ainsi, certaines modifications peuvent avoir des liens avec d'autres modifications, doivent être réalisées dans un ordre précis, ou peuvent présenter des contraintes techniques ou organisationnelles pouvant, si de telles caractéristiques sont identifiées et capitalisées, être anticipées dès la conception de la modification (impossibilité ou limitation des co-activités, cohérence des consignations…). L'ASN considère qu'il peut donc être justifié que le concepteur de la modification contraigne les conditions de sa réalisation et éventuellement sa planification, s'il a connaissance de telles connexités.
## C.10. Valorisation Des Enquêtes Terrain
Les enquêtes « terrain », en particulier celles réalisées lors de la phase stratégique, participent à l'analyse de sensibilité au sens de la démarche SOH d'EDF. L'importance des enquêtes « terrain » transparait de l'examen des dossiers réalisé par les inspecteurs. Il a notamment été mis en évidence par les équipes des CNPE l'incohérence de certains plans avec les configurations et montages réels, et la demande forte de la part des équipes locales d'états des lieux fiables, exhaustifs et exploitables.
Ces constats illustrent un besoin de connaissance du terrain par les chargés de réalisation de modifications. Ce besoin est aussi prégnant pour la prise en compte de l'accessibilité, de l'exiguïté de certains locaux, des conditions d'ambiance de travail potentiellement dégradées et de risques particuliers. Cette analyse en amont permettrait notamment de favoriser l'établissement de la coordination générale des mesures de prévention au sens de l'article R. 4511-5 du code du travail, notamment en termes d'analyse des risques pouvant résulter de l'interférence entre les activités, installations et matériels, et plus largement l'optimisation des opérations de déploiement (par exemple lorsque aucune autre activité n'est possible dans le local, ou dégrade l'atmosphère de travail, ou lorsque plusieurs activités portent sur des systèmes connexes). Les inspecteurs ont noté par ailleurs qu'aucune capitalisation des enquêtes « terrain » n'est réalisée. Les spécificités de site identifiées au cours d'enquêtes réalisées pour une modification ne pourront donc être valorisées pour une modification suivante.
## C.11. Intelligibilité De L'Organisation
La complexité de l'organisation et la diversité des parties prenantes au processus d'élaboration des modifications par DIPDE peut nuire d'une part à la compréhension des rôles et responsabilités et, d'autre part, à la perception des contraintes et marges d'action des différents acteurs. Un renforcement de l'intelligibilité de la structure de l'organisation et des processus effectifs de DIPDE auprès des autres parties prenantes externes à DIPDE serait de nature à renforcer l'efficience des décisions et actions prises par ces tiers : pilotage, coordination, maîtrise des délais, effectivité des actions d'évaluation et de contrôle…
## C.12. Assurance Qualité Et Rigueur
Les dossiers analysés en amont et au cours de l'inspection ont révélé des lacunes dans le processus de maîtrise de la qualité, comme des signatures manquantes, certains champs non renseignés sans explication ou en contradiction avec d'autres champs ou des diagrammes illisibles. L'accent doit être mis sur la qualité des documents, y compris dans leur finalisation. Le renseignement des documents doit être complet et rigoureux, notamment en évitant les incohérences inter et intradocumentaires et les diagrammes et schémas doivent être parfaitement intelligibles. Par ailleurs, un document porteur d'actions prévues doit préciser les échéances associées. Les actions correspondantes doivent faire l'objet d'un suivi jusqu'à leur réalisation complète.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas **six 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.
## Le Directeur De La Dcn
Signé par :
Rémy CATTEAU
## Références
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Décret du 2 novembre 2007 relatif aux installations nucléaires de base et au contrôle, en matière de sûreté nucléaire, du transport de substances radioactives
[3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[4] Décision n° 2017-DC-0616 de l'ASN du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base
[5] Décision n° 2014-DC-0420 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 13 février 2014 relative aux modifications matérielles des installations nucléaires de base
[6] 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
[7] Rapport n°19 de l'International Nuclear Safefy Advisory Group (INSAG) de l'AIEA [8] Lettre ASN référencé CODEP-DCN-2017-037532 du 18 octobre 2017 [9] Note d'organisation de la Design Authority des réacteurs en fonctionnement (DESA) [10] Note d'organisation du département « Réalisation » de DIPDE |
INSSN-CHA-2017-0110 | DIVISION DE CHALONS-EN-CHAMPAGNE
Châlons-en-Champagne, le 22 décembre 2017 Réf. : CODEP-CHA-2017-050881 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Chooz BP 62 08600 GIVET
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base EDF - CNPE de Chooz Inspection INSSN-CHA-2017-0110 des 4, 5 et 6 octobre 2017 Thème : inspection renforcée sur le thème de la radioprotection Réf. : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V PJ : deux annexes (références et demandes) 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 renforcée annoncée a eu lieu les 4, 5 et 6 octobre 2017 sur le thème de la radioprotection au CNPE de Chooz. Une inspection inopinée relative au contrôle des tirs de radiographie industrielle s'est déroulée dans la nuit du 4 au 5 octobre 2017.
Je vous communique 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 4, 5 et 6 octobre a été réalisée par trois équipes d'inspecteurs et experts de l'IRSN. Les équipes d'inspection ont examiné par sondage (en salle et sur le terrain) les thématiques suivantes :
a. l'organisation et le management de la radioprotection ;
b. la maîtrise des chantiers et l'application de la démarche ALARA1; c. le processus de retour d'expérience lié à la radioprotection ; d. la signalisation des points chauds, des zones surveillées et contrôlées et la propreté radiologique de l'installation ;
e. la gestion des sources radioactives ; f. la mise en œuvre des contrôles de radiographie industrielle.
1 La démarche ALARA (« As Low As Reasonably Achievable »), décline l'un des principes de la radioprotection inscrit dans le code de la santé publique, le principe d'optimisation, selon lequel toute exposition justifiée doit être réalisée au plus faible coût dosimétrique possible.
1. Les inspecteurs ont abordé les aspects liés à l'organisation générale de la prévention des risques radiologiques et en particulier les missions de contrôle dans le domaine de la radioprotection réalisées par le service de prévention des risques et la filière indépendante de sûreté. Ils se sont également intéressés aux processus d'optimisation de la dosimétrie des intervenants et de retour d'expérience. Enfin, les inspecteurs se sont intéressés à l'évaluation des doses à la peau et à la prise en charge des agents contaminés.
À la suite de l'inspection et sur la base de l'examen par sondage de différents documents (analyse des alarmes dosimétriques, fichier de suivi des écarts relatifs aux portiques de contrôle de contamination en sortie de zone contrôlée, compte rendu de macro-processus relatif à la radioprotection), les inspecteurs considèrent que le processus de caractérisation et d'analyse des écarts relatifs à la radioprotection doit être amélioré.
Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que la mise en œuvre du processus d'optimisation de la radioprotection lors de la préparation et de la réalisation des activités de maintenance est perfectible sur de nombreux points.
Ils soulignent positivement les progrès relatifs à la surveillance mise en place sur les activités sous-traitées par le service de prévention des risques.
2. Concernant la maîtrise des chantiers et du zonage radiologique de l'installation, les inspecteurs ont contrôlé, par sondage, l'application effective de certaines dispositions règlementaires ainsi que de votre référentiel de radioprotection dans différents locaux du CNPE situés en zone contrôlée (bâtiment réacteur, bâtiment des auxiliaires nucléaires, bâtiment de traitement des effluents). L'inspection a également porté sur le respect des dispositions relatives à la mesure de contamination dans les vestiaires ainsi qu'à la réalisation des contrôles périodiques des appareils de mesure et de contrôle de la radioprotection.
Si ces contrôles n'ont pas révélé d'anomalie majeure dans la mise en œuvre, sur le terrain, de l'organisation du site concernant la radioprotection, les inspecteurs ont relevé plusieurs écarts dans l'application des dispositions générales de radioprotection qui doivent être corrigés rapidement. Ces écarts concernent, notamment, la surveillance et la gestion des vestiaires, les règles d'accès à certains locaux ou encore les dispositions propres à réduire les risques de dispersion de la contamination.
3. Les inspecteurs ont assisté à la réalisation d'un chantier de radiographie industrielle par une entreprise extérieure en salle des machines. Ils ont ensuite consulté des documents associés à la gestion des sources et ont visité certains locaux de stockage de sources.
Ils ont relevé que la gestion des sources est satisfaisante du fait de l'application de procédures adaptées au site en cohérence avec l'utilisation du logiciel Manon, bien que certains points de contrôle, tels que la vérification trimestrielle du respect des activités par local de stockage, ne soient pas parfaitement réalisés.
Les inspecteurs ont mis en évidence que le recours à des entreprises extérieures, dans le cadre d'activités nécessitant des travaux sous rayonnements ionisants, n'est pas suffisamment maîtrisé (absence des autorisations administratives de certains prestataires, plans de prévention non disponibles et/ou incomplets).
De façon plus spécifique, les chantiers de radiographie industrielle doivent faire l'objet d'un suivi plus approfondi (surveillance du projecteur, hypothèses de balisage et de tirs, évaluation prévisionnelle de la dosimétrie des intervenants…). Des progrès sont également attendus dans le respect des dispositions règlementaires relatives aux contrôles techniques de radioprotection ou des locaux de stockage de sources.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas trois 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.
Le chef de la division de Châlons-en-Champagne,
[1] D4450.35-09/3427 Référentiel de radioprotection du parc en exploitation chapitre 5 « thème management et optimisation» indice 4 du 12 juillet 2013 ;
[2] Manuel qualité. Direction production nucléaire, édition 2014 ; [3] D4450.35-09/3030 Référentiel de radioprotection du parc en exploitation chapitre 5 « thème optimisation de la radioprotection des travailleurs exposés aux rayonnements ionisants » indice 3 du 25 août 2009 ;
[4] Arrêté du 15 mai 2006 relatif aux conditions de délimitation et de signalisation des zones surveillées et contrôlées et des zones spécialement réglementées ou interdites compte tenu de l'exposition aux rayonnements ionisants, ainsi qu'aux règles d'hygiène, de sécurité et d'entretien qui y sont imposées ;
[5] D4550.35-09/3053 Référentiel de radioprotection du parc en exploitation chapitre 5 « thème maîtrise des zones contrôlées et surveillées, propreté radiologique des installations, vestiaires de zone contrôlée »,
indice 7 du 11 juillet 2013 ;
[6] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ;
[7] Guide de l'Autorité de sûreté nucléaire relatif aux modalités de déclaration et à la codification des critères relatifs aux événements significatifs impliquant la sûreté, la radioprotection ou l'environnement applicable aux installations nucléaires de base et au transport de matières radioactives ;
[8] D4550.07-04/5425 Référentiel radioprotection du parc en exploitation, chapitre 5, thème « les sources radioactives », indice 6 du 24/07/2013 ;
[9] D4550.35-08/2440 Référentiel de conception et d'exploitation des locaux de stockage et d'utilisation des sources nécessaires au fonctionnement d'une INB, indice 0 du 2 juillet 2008 ;
[10] Décision n°2010-DC-0175 de l'ASN précisant les modalités techniques et les périodicités des contrôles de radioprotection prévues à l'article R.4451-29 du code du travail ainsi qu'aux articles R.1333-7 et R.133395 du code de la santé publique ;
[11] Décision n° 2017-DC-0591 de l'ASN du 13 juin 2017 fixant les règles techniques minimales de conception auxquelles doivent répondre les locaux dans lesquels sont utilisés des appareils électriques émettant des rayonnements X, homologuée par l'arrêté du 29 septembre 2017 ;
[12] Décision n° 2013-DC-0349 de l'Autorité de Sûreté Nucléaire du 4 juin 2013 fixant les règles techniques minimales de conception auxquelles doivent répondre les installations dans lesquelles sont présents des rayonnements X produits par des appareils fonctionnant sous une haute tension inférieure ou égale à 600 kV ;
[13] D4550.35-11/5158 Référentiel EDF radioprotection du parc en exploitation, chapitre 5 « Accès en zone contrôlée en mode EVEREST » indice 1du 14 décembre 2016 ;
[14] Guide de mise en œuvre du confinement des chantiers en zone contrôlée » D455035115712 indice 2 ;
[15] Procédure DNLT-37269-INS-001 « Mise en place et retrait de confinement » ;
[16] Directive interne DI 82 « Contrôles de radioactivité hors zone contrôlée » ;
[17] Arrêté du 1er juillet 2015 portant homologation de la décision n° 2015-DC-0508 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 21 avril 2015 relative à l'étude sur la gestion des déchets et au bilan des déchets produits dans les installations nucléaires de base.
## A. Demandes D'Actions Correctives
DESIGNATION ET MISSIONS DES PERSONNES COMPETENTES EN RADIOPROTECTION (PCR)
L'article R. 4451-107 du code du travail dispose que : « la personne compétente en radioprotection, interne ou externe, est désignée par l'employeur après avis du comité d'hygiène, de sécurité et des conditions de travail ou, à défaut, des délégués du personnel. »
Les inspecteurs ont constaté que plusieurs agents assurent les fonctions de personnes compétentes en radioprotection (ces agents assurent notamment la continuité de la mission de PCR hors heures ouvrables) sans que leur nomination n'ait été soumise à l'avis du comité d'hygiène, de sécurité et des conditions de travail.
Demande n° A.1 : Je vous demande de veiller à la consultation du comité d'hygiène, de sécurité et des conditions de travail préalablement à la désignation des personnes compétentes en radioprotection.
L'article R. 4451-111 du code du travail dispose que : « La personne compétente en radioprotection participe à la définition et à la mise en œuvre de la formation à la sécurité des travailleurs exposés, organisée en application de l'article R. 4451-47. » Par ailleurs, l'articule R. 4451-114 du code du travail dispose que : « L'employeur met à la disposition de la personne compétente et, lorsqu'il existe, du service compétent en radioprotection les moyens nécessaires à l'exercice de ses missions. Il s'assure que l'organisation de l'établissement leur permet d'exercer leurs missions en toute indépendance, notamment vis-à-vis des services de production.
Lorsque l'employeur désigne plusieurs personnes compétentes, il précise l'étendue de leurs responsabilités respectives. »
Les inspecteurs ont constaté qu'aucune personne compétente en radioprotection n'a été explicitement désignée pour assurer les missions relatives à la formation des intervenants.
Demande n° A.2 : Je vous demande de formaliser l'organisation relative à la participation des personnes compétentes en radioprotection à la formation des travailleurs conformément à l'article R. 4451-114 du code du travail.
## Optimisation De La Radioprotection
ANALYSE D'OPTIMISATION DU CHANTIER DE REMPLACEMENT DES CANNES CHAUFFANTES DU PRESSURISEUR
L'article L. 1333-8 du code de la santé publique précise « *que la personne responsable d'une activité mentionnée à l'article* L.1333-1 met en œuvre les mesures de protection et d'information des personnes susceptibles d'être exposées aux rayonnements ionisants rendues nécessaires par la nature et l'importance du risque encouru. Ces mesures comprennent l'estimation des quantités de rayonnement émis ou des doses reçues, leur contrôle ainsi que leur évaluation périodique. » L'article R. 4451-10 du code du travail dispose que :
« Les expositions professionnelles individuelles et collectives aux rayonnements ionisants sont maintenues en deçà des limites prescrites par les dispositions du présent chapitre au niveau le plus faible qu'il est raisonnablement possible d'atteindre. »
L'article R.4451-11 du code du travail dispose que :
« Dans le cadre de l'évaluation des risques, l'employeur, en collaboration, le cas échéant, avec le chef de l'entreprise extérieure ou le travailleur non salarié, procède à une analyse des postes de travail qui est renouvelée périodiquement et à l'occasion de toute modification des conditions pouvant affecter la santé et la sécurité des travailleurs.
Lors d'une opération se déroulant dans la zone contrôlée définie à l'article R. 4451-18, l'employeur :
1° Fait procéder à une évaluation prévisionnelle de la dose collective et des doses individuelles que les travailleurs sont susceptibles de recevoir lors de l'opération ;
2° Fait définir par la personne compétente en radioprotection, désignée en application de l'article R. 4451-103, des objectifs de dose collective et individuelle pour l'opération fixés au niveau le plus bas possible compte tenu de l'état des techniques et de la nature de l'opération à réaliser et, en tout état de cause, à un niveau ne dépassant pas les valeurs limites fixées aux articles D. 4152-5, D. 4153-34, R. 4451-12 et R. 4451-13. A cet effet, les responsables de l'opération apportent leur concours à la personne compétente en radioprotection ;
3° Fait mesurer et analyser les doses de rayonnement effectivement reçues au cours de l'opération pour prendre les mesures assurant le respect des principes de radioprotection énoncés à l'article L. 1333-1 du code de la santé publique. Lorsque la technique le permet, ces mesures sont effectuées de manière continue pour permettre une lecture immédiate de leurs résultats. » Ces dispositions ont été déclinées par EDF dans le référentiel interne de radioprotection en référence [3]. Dans le cas d'opérations à enjeu radiologique fort, ce référentiel prévoit :
« Une analyse d'optimisation approfondie, élaborée sous la responsabilité du service compétent en radioprotection, en collaboration avec le métier, permet d'identifier les éléments contribuant à la dose et les moyens de la réduire. L'origine des débits de dose est précisée, les actions de radioprotection sont identifiées et leurs performances quantifiées.
Le caractère approfondi de l'analyse d'optimisation se démontre par la mise en évidence de l'avantage d'un scénario de réalisation décrit précisément et comparé autant que possible à des scénarios alternatifs. La démonstration prend en compte, le cas échéant, les aspects sûreté, sécurité, économie, technique, environnement, déchets... L'ensemble de l'analyse est formalisé. » […] « Pour les activités conçues par un CNPE, l'analyse d'optimisation et les évaluations de doses prévisionnelles optimisées sont validées au sein du CNPE, suivant leur niveau d'enjeu radiologique, par :
[…]
- une instance radioprotection décisionnelle de niveau Direction (comité ALARA ou équivalent) pour les activités à enjeu radiologique fort. » Les inspecteurs ont consulté l'analyse de risques et le compte-rendu du comité ALARA pour l'opération de remplacement des cannes chauffantes du pressuriseur, effectuée au cours de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n° 2 en 2017. Ils ont constaté que plusieurs dispositions prévues dans l'analyse de risques n'ont pas été reprises dans le compte rendu du comité ALARA qui regroupe les mesures de protection et d'optimisation, en particulier :
- le recours à la phonie,
- la définition des moyens de confinement (confinement statique ventilé pour la découpe des cannes et le riblonnage, placement du déprimogène au plus près dans le cas d'un confinement statique)
- la mise en œuvre d'une balise non précisée sur le schéma à l'appui du compte rendu de comité ALARA.
De plus, les inspecteurs ont relevé que le protocole d'enlèvement des déchets n'était pas validé par le comité ALARA. Ces éléments sont essentiels dans la définition des dispositions à prendre en compte pour la protection des salariés vis-à-vis du risque d'exposition aux rayonnements ionisants. La définition de celles-ci par la PCR en application de l'article R4451-112 du code du travail relève de la responsabilité de l'employeur. Les inspecteurs notent que le manque de précision des mesures de protection à mettre en oeuvre est un des éléments ayant conduit à la contamination interne de deux intervenants et à une dispersion de contamination significative jusqu'au niveau 22 m du bâtiment réacteur. À la suite de la demande réitérée par les inspecteurs et en raison des défaillances dans la préparation du chantier de remplacement des cannes chauffantes du pressuriseur, cette situation a fait l'objet de la déclaration d'un événement significatif pour la radioprotection.
Demande n° A.3 : Je vous demande de veiller à la validation par les comités ALARA des mesures de protection et d'optimisation et à leur formalisation dans les comptes-rendus de ces comités. Dans le cadre de l'analyse de l'évènement significatif pour la radioprotection déclaré à la suite de l'inspection, vous veillerez à examiner les causes organisationnelles qui ont conduit aux carences constatées dans le compte rendu du comité ALARA.
Le compte-rendu du comité ALARA pour l'opération de remplacement des cannes chauffantes du pressuriseur indique : « Le régime de travail radiologique d'usinage, riblonage prévoit que le seuil est fixé au maximum à 60 mSv/h. Si une alarme de plus de 30 secondes apparaît, alors une analyse métier sera demandée ». Selon les informations transmises, cette disposition est motivée par le fait que le débit d'équivalent de dose au contact des cannes ne peut être mesuré préalablement à leur passage à proximité de la poitrine des intervenants. Cette configuration particulière conforte la nécessité de définir et de valider préalablement à l'opération les conduites à tenir en cas de déclenchement d'une alarme. Il est rappelé par ailleurs que la définition des conduites à tenir en cas d'aléa ne peut se substituer à l'analyse de chaque alarme. Par ailleurs, en cas de déclenchement de l'alarme d'un dosimètre opérationnel, la seule disposition permettant de préserver la santé du salarié exposé est le retrait de celui-ci de l'activité en cours. La reprise de l'activité ne peut ainsi être autorisée qu'après analyse du déclenchement de l'alarme et de la définition de moyens permettant d'éviter son renouvellement.
Demande n° A.4 : Je vous demande de veiller à l'analyse de chaque déclenchement d'alarme sur débit d'équivalent de dose ou dose préalablement à la reprise de l'activité. Cette analyse devra permettre d'identifier les moyens permettant d'éviter le renouvellement de la situation d'exposition. Vous vous assurerez par ailleurs de la compatibilité des conduites à tenir en cas d'alarmes avec la protection du salarié exposé. INTERVENTIONS EN FOND DE PISCINE DU BATIMENT REACTEUR Les inspecteurs se sont intéressés à la démarche d'optimisation des interventions en fond de piscine du réacteur n° 2 au cours de l'arrêt pour simple rechargement n° 15. Ils ont constaté que les éléments présentés en comité ALARA ne permettent pas de démontrer le caractère approfondi de l'analyse d'optimisation de l'activité, contrairement aux dispositions de votre référentiel en référence [3].
Demande n° A.5 : Je vous demande de formaliser l'ensemble des analyses d'optimisation des activités à enjeu radiologique fort, conformément aux dispositions de votre référentiel interne de radioprotection.
## Maitrise De La Proprete Radiologique
CONTROLES DES ZONES ATTENANTES AUX ZS ET ZC L'alinéa 5 de l'article 5 de l'arrêté du 15 mai 2006 en référence [4] dispose que *« l'employeur vérifie, dans les bâtiments,* locaux ou aires attenants aux zones surveillées ou contrôlées que la dose efficace susceptible d'être reçue par un travailleur reste inférieure à 0,080 mSv par mois. Lorsqu'un risque de contamination existe dans les zones surveillées ou contrôlées, il vérifie également, en tant que de besoin, l'état de propreté radiologique des zones attenantes à celles-ci. ».
Ces dispositions ont été déclinées dans votre référentiel interne qui prévoit :
- au titre de la directive DI 82 en référence [16], un contrôle annuel des voiries ;
- au titre du référentiel en référence [5], un contrôle général des armoires des vestiaires en fin d'arrêt de réacteur.
La réalisation du contrôle de l'ensemble des casiers du vestiaire du réacteur n°2 et de l'ensemble des voiries n'a pas pu être démontrée.
Demande n° A.6 : Je vous demande, en lien avec l'article 5.I de l'arrêté en référence [4] et vos référentiels [5] et
[16], de mettre en œuvre les contrôles de propreté correspondant.
Demande n° A.7 : Je vous demande de présenter les dispositions prises afin que ceux-ci soient effectivement réalisés à l'avenir.
## Barriere Everest
L'article 23 de l'arrêté du 15 mai 2006 en référence prévoit : « II. -Lorsqu'il y a un risque de contamination et que les conditions de travail nécessitent le port de tenues de travail, les vestiaires affectés aux travailleurs concernés doivent comporter deux aires distinctes : l'une est réservée aux vêtements de ville, l'autre aux vêtements de travail […] IV. - L'employeur, détenteur à quelque titre que ce soit, d'une source de rayonnements ionisants, dont les salariés interviennent au sein d'une installation nucléaire de base mentionnée à l' article L. 593-2 du code de l'environnement ou d'une installation individuelle comprise soit dans le périmètre du site sur lequel est implantée l'installation nucléaire de base, soit dans celui d'une installation nucléaire de base secrète mentionnée à l'article R. 1333-40 du code de la défense , peut déroger aux mesures prévues au II du présent article sous réserve de mettre en place une organisation : -de nature à réduire le risque de contamination des travailleurs, notamment en améliorant la propreté radiologique de l'installation ; - limitant les contraintes physiques ou physiologiques pouvant résulter du port des équipements de protection individuelle, afin qu'ils ne soient eux-mêmes à l'origine de risques supplémentaires pour la santé des travailleurs, conformément à l'article R. 4323-91 ;
- de la circulation des travailleurs et des flux des équipements, des vêtements de travail et des matériels de nature à prévenir la dissémination de la contamination radioactive conformément aux principes de radioprotection tels que définis à l' article L. 1333-1 du code de la santé publique .
## L'Employeur :
- s'assure que cette organisation particulière soit maîtrisée et appliquée par les entreprises extérieures, conformément à l'article R. 44518 ;
- évalue l'efficacité des dispositions mises en place pour améliorer la propreté radiologique des locaux et leur bénéfice pour la santé et la sécurité des travailleurs. Il renouvelle régulièrement cette évaluation et assure la traçabilité de cette démarche ;
- informe du recours aux dispositions du présent alinéa l'inspecteur du travail et, selon le cas, l'Autorité de sûreté nucléaire ou le délégué à la sûreté nucléaire et à la radioprotection pour les activités et installations intéressant la défense mentionnés à l'article R. * 1411-7 du code de la défense.
Ces dispositions, et en particulier les dispositions mises en œuvre pour prévenir la dissémination de la contamination radioactive, sont précisées dans votre référentiel interne relatif à l'entrée en zone contrôlée en mode EVEREST en référence [13]. Ce référentiel prévoit qu'une barrière physique soit installée entre une zone à production possible de déchets nucléaires dite « propre » et une zone contaminée ou très contaminée selon les dispositions suivantes : « La démarche EVEREST repose en premier lieu sur la limitation au maximum du risque de contamination dans les zones « propres ». Il convient donc en priorité de confiner la contamination en-deçà des frontières de cette zone. Le passage d'une zone EVEREST à une autre zone EVEREST présentant un niveau de risque de contamination différent doit systématiquement être matérialisé par une barrière ou un saut de zone : »
Votre référentiel interne précise également qu'une barrière EVEREST est une délimitation physique incontournable (obstacle) et quasi-permanente, délimitant une zone propre d'une zone contaminée ou très contaminée.
Conformément aux dispositions de votre référentiel interne, les barrières EVEREST doivent disposer :
« - De l'ensemble des surtenues obligatoires pour accéder à la zone contaminée ou très contaminée,
- *De réceptacles pour les surtenues (revêtues lors de l'accès) en sortie de la zone contaminée ou très contaminée,*
- *D'un dispositif pour s'asseoir,*
- *De tapis piégeants,*
- D'une signalétique rappelant les conditions d'accès à la zone en termes d'habillage et les modalités de déshabillage, les contrôles à réaliser et les consignes à respecter en cas de contamination,
- D'appareils de détection si le bruit de fond le permet. Si le bruit de fond est trop important au niveau de la barrière, le contrôle peut être déporté dans la zone la plus proche où le bruit de fond est compatible avec la mesure à réaliser. Un affichage des modalités à respecter pour rejoindre le poste déporté de contrôle radiologique est mis en place au niveau de la zone de déshabillage. La zone de passage entre la barrière et le lieu de contrôle doit faire l'objet d'un contrôle radiologique périodique. »
Il a été constaté au niveau du local NB 1014 la présence d'une barrière EVEREST ne respectant pas l'intégralité des dispositions décrites par votre référentiel. Les inspecteurs ont notamment constaté l'absence de surtenues, de dispositifs pour s'asseoir et de poubelle. Demande A.8 : Je vous demande de veiller à la conformité des barrières EVEREST vis-à-vis des dispositions prévues par votre référentiel [13] de manière à prévenir la dissémination de contamination radioactive. Demande A.9 : Je vous demande de présenter les actions correctives engagées à l'issue de ces constatations. Le référentiel interne en référence [13] prévoit de plus la réalisation d'un contrôle radiologique journalier des barrières EVEREST au cours des arrêts de réacteur, afin de garantir la maîtrise de la propreté radiologique. Les éléments fournis aux inspecteurs montrent des lacunes dans le respect de cette périodicité du contrôle journalier. Demande A.10 : Je vous demande de réaliser, en application de votre référentiel [13], un contrôle de l'intégrité et de la propreté radiologique des barrières EVEREST une fois par jour en arrêt de réacteur et une fois toutes les deux semaines réacteur en fonctionnement. Vous m'informerez des éventuelles difficultés rencontrées pour respecter cette exigence et des moyens mis en œuvre pour les résoudre.
Demande A.11 : Je vous demande de me communiquer les résultats des actes de surveillance réalisés lors de la réalisation des prochains contrôles.
Enfin les inspecteurs ont constaté que le saut de zone installé à l'entrée du local RB0601, situé dans le bâtiment réacteur, possédait un dispositif présentant un défaut d'ergonomie (absence d'une roue entraînait une instabilité du dispositif). De plus, les conditions d'accès à ce local n'étaient pas visibles depuis l'extérieur. Demande A.12 : Je vous demande de remettre en état le dispositif pour s'asseoir et de disposer de manière visible les conditions d'accès.
## Sas De Confinement
Les inspecteurs ont pu constater que de nombreux chantiers nécessitaient la mise en place de sas de délimitation ou de confinement. La création de délimitations d'un chantier à l'aide de panneaux opaques sans mise en œuvre de moyens compensatoires (vidéo…) ne permet plus d'effectuer une surveillance et un contrôle efficaces des interventions. Il est rappelé que l'article R. 4511-5 du code du travail prévoit que « le chef de l'entreprise utilisatrice assure la coordination générale des mesures de prévention qu'il prend et de celles que prennent l'ensemble des chefs des entreprises extérieures intervenant dans son établissement. »
L'article R. 4513-1 de ce même code prévoit que « pendant l'exécution des opérations, chaque entreprise met en œuvre les mesures prévues par le plan de prévention. Le chef de l'entreprise utilisatrice s'assure auprès des chefs des entreprises extérieures que les mesures décidées sont exécutées. Il coordonne les mesures nouvelles à prendre lors du déroulement des travaux. »
Ainsi, l'absence de visualisation des interventions de manière directe ou déportée, est de nature à impacter notablement la qualité de la coordination de l'activité prévue par l'article R. 4513-1 précité. Cette situation été identifiée par un CNPE comme une des causes d'un accident du travail survenu sur l'installation, le manque de visibilité ayant limité la surveillance de certaines activités ou pratiques et certainement contribué à des contaminations de travailleurs.
Par ailleurs, le guide interne à EDF en référence [14] prévoit en son chapitre « recommandations générales » relatif à la conception du confinement statique, de prendre en compte la possibilité, pour les personnels extérieurs au chantier, de visualiser les activités à l'intérieur du sas sans avoir à y entrer. Pour cela un nombre suffisant de fenêtres doit être prévu dans les parois.
Demande n° A.13 : Je vous demande de mener une réflexion au sein de votre établissement, en partenariat avec la société en charge de la logistique pour améliorer la surveillance visuelle des interventions, y compris des phases d'habillage et de déshabillage des intervenants. Vous me ferez part de vos réflexions quant à l'équipement des zones de chantier de moyens vidéo ou de fenêtres d'observation.
Je vous demande de bien vouloir m'indiquer quels moyens seront mis en place pour répondre aux prescriptions des articles R. 4511-5 et R. 4513-1 du code du travail lorsque des chantiers sont difficilement accessibles ou du moins peu visibles depuis l'extérieur de la zone de travail.
## Sas De Confinement - Confinement Dynamique Direct
La fiche en référence [15], validée par vos services, est utilisée pour valider l'adéquation des dispositifs de mise en dépression (statique ou dynamique). Ces dispositifs de confinement sont mis en place sur les chantiers à risque de contamination. Dans le cas de la mise en œuvre d'un confinement « dynamique », cette fiche prévoit uniquement la vérification du débit du matériel déprimogène. Cependant, d'autres paramètres tels que la vérification du positionnement de l'embout de la gaine d'aspiration du déprimogène par rapport à la source de contamination potentielle apparaissent pertinents pour vérifier la bonne conception du dispositif de confinement.
Vos services centraux ont établi un guide en référence [14] relatif à la mise en œuvre du confinement des chantiers en zone contrôlée. Ce guide précise dans un tableau les distances maximales pour assurer l'efficacité de l'aspiration selon le débit d'air du déprimogène et le diamètre de la gaine d'aspiration. Ces valeurs sont issues du guide de l'Institut national de recherche et de sécurité (INRS) n° ED 695 « guide pratique de ventilation ».
Les inspecteurs ont constaté que la procédure de votre prestataire ne permettait pas de vérifier le respect des critères du guide en référence [14] puisqu'elle ne prévoit pas la vérification de la distance maximale d'efficacité d'aspiration. Demande n° A.14 : Je vous demande de modifier votre organisation afin de respecter les critères établis par le guide en référence [14]. A défaut vous justifierez votre position. CONFINEMENT DU CHANTIER DE MODIFICATION DU BATARDEAU DE LA PISCINE DU BATIMENT REACTEUR
Les inspecteurs ont contrôlé le chantier référencé PNPP 4401 relatif à l'ajout d'un second joint statique sur le batardeau n° 008 BU. Les actions de radioprotection à mettre en œuvre au cours de ce chantier à enjeu radiologique fort ont été validées au cours d'un comité ALARA, conformément aux dispositions de votre référentiel en référence [3]. Le compte-rendu de comité identifie un risque de présence de contamination surfacique supérieure à 400 Bq/cm² au cours de certaines phases de l'activité. Ce document prévoit également la mise en place de sas sur les deux tours d'échafaudage, d'enrouleurs de déprimogènes et de trois unités de filtration sécurisée (UFS).
Cependant, ce compte rendu ne prévoyait pas la mise en place d'une balise mobile de surveillance atmosphérique sur ce chantier. Les inspecteurs ont examiné le régime de travail radiologique n° IZ 19549413 indice 2 relatif au traitement d'un aléa sur ce chantier. Ce document formalise l'analyse de risques de l'intervention et recense les actions de radioprotection à mettre en place pour sa réalisation. En particulier, il prévoit la mise en œuvre d'un sas de confinement sur chacune des tours d'échafaudage afin de prévenir le risque de contamination. Lors de leur contrôle du 5 octobre 2017, les inspecteurs ont constaté l'absence de sas au niveau des tours d'échafaudage ; il ne subsistait qu'une partie du vinyle. Dans ces conditions il était possible de s'approcher à moins de deux mètres d'un plancher d'échafaudage à risque de contamination sans disposer des protections adéquates. Les inspecteurs ont également constaté l'absence de confinement de l'activité réalisée sur le batardeau. En outre, la mise en service d'une ventilation du bâtiment réacteur générait un mouvement d'air conséquent susceptible de favoriser la mise en suspension et la dispersion de contamination générée par le chantier.
Demande n° A.15 : Je vous demande de vous assurer de la mise en œuvre des mesures de radioprotection définies par votre organisation (comité ALARA et RTR). Demande n° A.16 : Je vous demande d'expliquer l'absence de la balise aérosol de surveillance atmosphérique au niveau de ce chantier à fort risque de contamination.
## Balisage De La Zone Dite « Di 82 »
Votre directive interne « DI 104 » prévoit la délimitation, au sein des zones à production possible de déchets nucléaires, de différentes zones en fonction de leur niveau de contamination. La mise en œuvre de dispositions spécifiques, et en particulier de « sauts de zone » à l'interface entre les zones présentant des niveaux de contamination différents, permet de prévenir la dispersion de la contamination au sein de la zone à production possible de déchets nucléaires. Votre directive interne « DI 82 » en référence [16] prescrit les contrôles de contamination à réaliser sur les matériels, les déchets et les voiries. La finalité des contrôles réalisés dans les zones dites « DI 82 » est d'assurer l'absence de dissémination de contamination à l'extérieur de la zone à production possible de déchets nucléaires et ainsi d'assurer la protection des personnes et de l'environnement. L'état de propreté radiologique de ces zones revêt donc une importance particulière.
Les inspecteurs ont constaté l'absence de barrière physique au niveau de la zone « DI 82 » de la verrue située au niveau 22m du bâtiment réacteur entre une zone à production possible de déchets nucléaires dite « nucléaire propre » et une zone dite « nucléaire contaminé ». Demande n° A.17 : Je vous demande de veiller à la mise en œuvre de sauts de zone conformément aux dispositions prévues par vos référentiels internes.
## Ventilation
La décision n° 2015-DC-0508 du 21 avril 2015 en référence [17] précise au chapitre 3.4.1 que *« la délimitation entre* les zones à production possible de déchets nucléaire et les zones à déchets conventionnels repose en priorité sur des barrières physiques pour prévenir les transferts de contamination et l'activation des matériaux. En cas de discontinuité de ces barrières physiques, des mesures compensatoires permettant de prévenir les transferts de contamination et de limiter l'activation sont mises en place. » Les inspecteurs ont constaté que l'air circulait d'un local situé en zone à production possible de déchets nucléaires
« nucléaire propre » (QB0824) vers un local situé en zone à déchets conventionnels (QB0860) au niveau des locaux du bâtiment de traitement des effluents (BTE). Cet aménagement est contraire aux dispositions de la décision en référence [17] et ne permet pas de prévenir les transferts de contamination dans la zone à déchets conventionnels. Demande n° A.18 : Je vous demande de mettre en œuvre les dispositions nécessaires pour prévenir les transferts de contamination de la zone de production possible de déchets nucléaires vers la zone à déchets conventionnels, conformément aux dispositions de la décision du 21 avril 2015 en référence [17]. CARACTERISATION DES EVENEMENTS SIGNIFICATIFS L'article 2.6.2 de l'arrêté du 7 février 2012 en référence prévoit : « 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. » a. Les inspecteurs ont consulté par sondage les fiches d'analyse établies à la suite de déclenchement d'alarmes sur débit d'équivalent de dose ou de dose. Ils ont relevé que plusieurs analyses d'alarmes sur débit de dose n'ont pas été transmises au service SQA pour analyse approfondie et caractérisation. Déclenchements d'alarmes sur débit d'équivalent de dose sur le chantier de remplacement des cannes chauffantes du pressuriseur Le 1er avril 2017, un intervenant a effectué une activité sur le chantier de remplacement des cannes chauffantes du pressuriseur en utilisant un régime de travail radiologique destiné aux « visites direction ». Cet intervenant a poursuivi son activité malgré plusieurs déclenchements d'alarmes sur débit d'équivalent de dose.
Déclenchement d'un dosimètre opérationnel par un agent de conduite Une alarme sur débit d'équivalent de dose s'est produite le 25 mai 2017 au cours d'une activité de lignage nécessitant le positionnement d'un agent à proximité d'un point chaud « orange ». Dans la mesure où ce point chaud était signalé et que le passage à proximité de ce point chaud était inhérent à l'activité, cette intervention aurait dû être réalisée sous couvert d'un processus de zone orange. Or la fiche d'analyse d'alarme réalisée par le SPR ne relève pas de défaut de préparation de l'activité mais considère cette alarme comme intempestive. b. Certains événements ont fait l'objet d'une caractérisation d'évènement par la direction, après recueil de l'avis des services concernés. Les inspecteurs ne partagent pas la position de CNPE relative à la caractérisation de l'aspect significatif de certains événements relatifs à la radioprotection des travailleurs pour les raisons suivantes : Déclenchement d'alarme sur débit d'équivalent de dose d'un intervenant sur le chantier 2RCV002VP/2RCV006 VP
Un intervenant a poursuivi la préparation d'un chantier malgré le passage en alarme sur débit de dose de son dosimètre durant une période d'environ 5 minutes. L'intervenant a ainsi été exposé à des débits de d'équivalent de dose supérieurs à 2 mSv/h (jusqu'à 7,7 mSv/h) alors qu'aucun processus « zone orange » n'a été mis en œuvre. Déclenchements d'alarmes sur débit d'équivalent de dose au cours des interventions sur la vanne 1 RCP 202 VP
L'analyse des dosimètres au cours de cette intervention a montré que l'intervenant a été soumis à trois reprises à un débit d'équivalent de dose supérieur à 2 mSv/h. Les inspecteurs ont relevé de nombreuses défaillances dans la préparation de ce chantier à enjeu radiologique fort :
- un régime de travail radiologique permettant l'accès en zone orange a été délivré alors qu'aucune autorisation d'accès en zone orange n'a été créée ;
- la cartographie de l'ambiance radiologique demandée n'était pas représentative des conditions d'intervention : la mesure effectuée donne un résultat de 0,4 mSv/h pour 6 mSv/h attendus alors que le débit d'équivalent de dose réel mesuré à l'endroit le plus pénalisant était de 12 mSv/h. Cette différence entre la valeur mesurée et la valeur attendue n'a pas interrogé les intervenants sur la pertinence et la représentativité de la mesure effectuée ; - aucune mesure de débit d'équivalent de dose n'a été effectuée au cours de la phase la plus critique de l'intervention, ce qui pourrait montrer que les intervenants n'avaient pas pleinement connaissance des risques inhérents à leur activité ; - la surveillance exercée par EDF, qui doit normalement susciter un point d'arrêt dans le dossier de suivi de l'intervention, n'a pas permis de relever les incohérences entre le régime de travail radiologique et l'absence d'autorisation « zone orange » d'une part et l'absence de représentativité de la mesure de débit d'équivalent de dose d'autre part.
La fiche de caractérisation de cet événement indique que *« le déclenchement des alarmes de débit de dose sur le chantier 1* RCP202 VP est en tous points similaire à ce qui a été constaté sur le chantier 1 RRA012 PO le 23/03/2017 et qui a conduit à la déclaration d'un EIR critère 4 ». Les remarques formulées ci-dessus sont donc également applicables à cette dernière opération.
Demande n° A.19 : Je vous demande de prendre position sur le caractère déclaratif des événements susmentionnés.
Demande n° A.20 : Je vous demande de procéder à une revue et à une réévaluation de la caractérisation de l'ensemble des événements intéressant la radioprotection déclarés depuis le début de l'année 2017 ainsi que des alarmes sur débit d'équivalent de dose enregistrées depuis le début de l'année 2017. Vous veillerez notamment à vous conformer strictement au guide de déclaration des évènements significatifs.
Demande n° A.21 : Je vous demande d'analyser votre organisation permettant d'identifier les défaillances précitées et de définir les moyens permettant d'éviter leur renouvellement.
CONSIGNES A METTRE EN ŒUVRE EN CAS DE DECLENCHEMENT AUX PORTIQUES DE CONTROLE DE
CONTAMINATION
L'article 26 de l'arrêté du 15 mai 2006 en référence [4] prévoit que : « L'employeur affiche, aux points de contrôle des personnes et des objets, les procédures applicables pour l'utilisation des appareils et celles requises en cas de contamination d'une personne ou d'un objet. Des dispositifs de décontamination adaptés doivent être mis en place. » Les inspecteurs ont constaté l'absence de consignes à mettre en œuvre en cas de détection de contamination par le portique situé à la sortie du laboratoire chaud.
Demande n° A.22 : Je vous demande de mettre en place à la sortie des zones à risque de contamination un affichage précisant les dispositions à mettre en œuvre en cas de détection de contamination d'une personne ou d'un objet, conformément aux dispositions de l'article 26 de l'arrêté du 15 mai 2006 en référence [4]. L'article R.4451-11 du code du travail prévoit que l'employeur : *« 3° Fait mesurer et analyser les doses de rayonnement* effectivement reçues au cours de l'opération pour prendre les mesures assurant le respect des principes de radioprotection énoncés à l'article L. 1333-1 du code de la santé publique. Lorsque la technique le permet, ces mesures sont effectuées de manière continue pour permettre une lecture immédiate de leurs résultats. » La limite règlementaire relative à l'exposition de la peau aux rayonnements ionisants prévue par l'article L. 1333-1 du code de la santé publique est précisée à l'article R. 4451-13 du code du travail :
« 2° Pour la peau, l'exposition reçue au cours de douze mois consécutifs ne peut dépasser 500 mSv. Cette limite s'applique à la dose moyenne sur toute surface de 1 cm², quelle que soit la surface exposée ; » La procédure nationale de prévention « traitement d'un contaminé au portique C2 tranche EVEREST » prévoit que le traitement d'une contamination corporelle détectée au C2 :
« Pour tout seuil 2 hautement contaminé :
-L'intervenant passe à deux reprises une lingette en appuyant légèrement sur la zone - Dépose de la lingette dans un sac étiqueté (nom, prénom, n° badge+ date et heure) »
Cette procédure permet d'une part, de faire cesser au plus vite l'exposition de l'intervenant à la contamination radioactive et, d'autre part, de conserver la particule afin de réaliser l'évaluation de la dose reçue. Les inspecteurs ont constaté que la procédure du gardien en sortie de BR ne prévoit pas la récupération de la particule permettant sa caractérisation. De plus, les inspecteurs soulignent que la gestion de la mixité (un seul local pour la prise en charge d'agents de sexes différents) dans la prise en charge d'un intervenant contaminé peut être un facteur aggravant dans les délais de prise en charge.
Demande n° A.23 : Je vous demande de vous assurer que les contaminations à la peau n'entraînent pas le dépassement des valeurs limites d'exposition mentionnées à l'article R. 4451-13 du code du travail. Vous procèderez à la modification de vos procédures internes afin de vous conformer aux exigences règlementaires relatives au suivi de l'exposition des travailleurs aux rayonnements ionisants.
## Chantiers De Radiographie Industrielle
Les inspecteurs examinent notamment, lors de leurs inspections de chantiers de radiologie industrielle, les gestes professionnels, les précautions prises par les radiologues pour vérifier le bon transfert de la source vers sa position de sécurité, l'installation du matériel et son état. Pour contrôler l'application de certaines dispositions réglementaires relatives à la gammagraphie, notamment l'article 6 de l'arrêté du 2 mars 2004 fixant les dispositions particulières d'emploi applicables aux dispositifs destinés à la radiographie industrielle utilisant le rayonnement gamma qui exige que « la position de la source au moment de l'armement et le retour de celle-ci en position de protection doivent être vérifiés lors de chaque opération au moyen d'un détecteur de rayonnements », les inspecteurs doivent accéder à la zone d'opération selon les mêmes modalités que les radiologues, pour pouvoir les accompagner pendant leur activité.
Par courrier CODEP-DCN-2013-017191 adressé au Directeur de la Division Production nucléaire, l'Autorité de sûreté nucléaire vous demandait de faciliter l'accès des inspecteurs à la zone d'opération afin de pouvoir accompagner les radiologues en permanence et d'évaluer leurs pratiques au regard des dispositions réglementaires qu'ils doivent respecter. Le jour de l'inspection, les consignes de sécurité en vigueur sur le site de Chooz n'ont pas permis aux inspecteurs d'accéder à une zone d'opération selon les mêmes modalités que les radiologues. Les inspecteurs, qui ont souhaité respecter les consignes de sécurité en vigueur sur le site, n'ont ainsi pas totalement pu évaluer les pratiques des radiologues.
Demande n° A.24 : Je vous demande de modifier vos consignes afin d'assurer l'accès aux zones d'opération aux inspecteurs de l'Autorité de sûreté nucléaire dans le respect des consignes de sécurité en vigueur. L'arrêté du 2 mars 2004 fixant les conditions particulières d'emploi applicables aux dispositifs destinés à la radiographie industrielle utilisant le rayonnement gamma indique que *« les appareils de radiographie mobiles ou portatifs* ne devront en aucun cas être laissés sans surveillance adaptée ».
Les inspecteurs ont constaté, entre deux tirs radiographiques, que les trois radiologues en charge du chantier se sont retrouvés au même moment en dehors du balisage, à l'entrée de la salle des machines au niveau 0m. Leur position, vis-à-vis de celle du gammagraphe situé au niveau 7m, ne permettait pas d'avoir un contact visuel sur l'appareil de radiographie. Par ailleurs, les radiologues ont indiqué ne pas avoir retiré la clé de l'appareil avant de quitter la zone d'opération. Le guide de l'ASN relatif à la déclaration des événements significatifs pour la radioprotection dans les INB en référence [7] prévoit la déclaration suivant le critère n° 6 des événements suivants :
« Critère 6 - Situation anormale affectant une source scellée ou non scellée d'activité supérieure aux seuils d'exemption. Précisions :
Entrent, en particulier, dans cette catégorie les cas suivants :
- tout écart significatif lié à la gestion et à l'utilisation de sources (défaut d'étanchéité d'une source scellée, utilisation pour une finalité non prévue ou dans un lieu non autorisé…).
- perte, vol ou découverte dans un endroit non prévu à cet effet. »
À la suite de l'inspection, vous avez précisé que cette situation ne relevait pas, à votre sens, de la déclaration d'un événement significatif pour la radioprotection en raison de la présence d'un balisage. Je souligne que le balisage mis en place lors d'un tir de radiographie industrielle ne constitue pas un dispositif infranchissable et qu'en conséquence l'absence de contact visuel du gammagraphe sur lequel la clé était insérée ne permet pas de garantir sa surveillance adaptée.
Demande n° A.25 : Je vous demande, conformément à l'article 8 de l'arrêté du 2 mars 2004 sus-visé, de vous assurer que les appareils de radiographie industrielle utilisés sur les chantiers ne sont jamais laissés sans une Demande n° A.26 : Je vous demande de déclarer un évènement significatif pour la radioprotection concernant la situation susmentionnée.
L'arrêté du 15 mai 2006 relatif aux conditions de délimitation et de signalisation des zones surveillées et contrôlées et des zones spécialement réglementées ou interdites, prévoit que, dans le cadre de l'utilisation d'un appareil mobile émettant des rayonnements ionisants, le responsable de l'appareil prend les dispositions nécessaires pour que soit délimitée la zone d'opération, telle que, à la périphérie de celle-ci, le débit d'équivalent de dose moyen évalué sur la durée de l'opération, reste inférieur à 0,0025 mSv/h. Les inspecteurs ont constaté que la vérification du respect de la limite de débit de dose en périphérie de la zone d'opération a été effectuée par le service de prévention des risques (SPR) et consignée dans le permis de tir, lors de la réalisation du premier tir par le radiologue. Le point de mesure, considéré comme le plus pénalisant, a été défini préalablement au chantier de tirs radio et est matérialisé sur le plan de balisage présent dans le permis de tir. Or, à aucun moment, il n'est fait mention de la prise en compte de la configuration de tir pour la mesure de débit de dose. En effet, aucun document ne précise la nécessité de s'assurer que la configuration de tir lors de la première éjection de la source est la plus pénalisante en termes de dosimétrie.
Demande n° A.27 : Je vous demande, dans le cadre de vos actions de vérification ou de surveillance, de vous assurer que la mesure du débit de dose en limite de balisage est bien réalisée au moment où l'éjection de la source est la plus pénalisante. Vous compléterez vos procédures afin de prendre en compte ce critère. Conformément à l'article 15 de l'arrêté du 15 mai 2006 relatif aux conditions de délimitation et de signalisation des zones surveillées et contrôlées et des zones spécialement réglementées ou interdites, le responsable de l'appareil met en œuvre, le cas échéant en concertation avec le chef de l'entreprise utilisatrice, les mesures nécessaires de protection contre les risques des rayonnements ionisants à l'égard des travailleurs de l'établissement dans lequel il pratique son activité. Ces mesures sont consignées par le responsable de l'appareil dans le document interne mentionné au III de l'article 2 de cet arrêté.
L'article R. 4512-8 du code du travail précise que le plan de prévention doit définir les phases d'activités dangereuses, des moyens de prévention spécifiques correspondants et des instructions à donner aux travailleurs. Les inspecteurs ont constaté que, dans le cadre de l'arrêt de réacteur, l'entreprise en charge des opérations de radiographie industrielle a établi des plans de prévention avec plusieurs donneurs d'ordre sous-traitants d'EDF ;
en tant qu'entreprise utilisatrice, elle n'a pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs le plan de prévention qui correspondait au chantier inspecté la veille. Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé qu'aucun des documents consultés ne précisait certaines phases dites « dangereuses », correspondant aux éventuelles situations de blocage de sources lors des contrôles.
Demande n° A.28 : Je vous demande, conformément à l'article R. 4512-8 du code du travail, de mettre à jour les plans de prévention établis avec les entreprises extérieures réalisant des contrôles non destructifs impliquant des rayonnements ionisants afin d'aborder les éventuelles situations incidentelles et les actions à mettre en œuvre pour en limiter les conséquences.
Les inspecteurs ont constaté que l'entreprise en charge des tirs de radiographie industrielle positionnait, avant le tir, une « coquille de plomb » au niveau de l'embout d'éjection de la gaine du gammagraphe. Cette pratique a été justifiée oralement par le radiologue, du fait de l'impossibilité d'utiliser un collimateur ; cependant elle n'est pas systématique et reste à l'appréciation du radiologue. L'utilisation de ce dispositif n'est pas prévue de façon explicite dans le permis de tirs ni dans les documents présentés sur site.
Demande n° A.29 : Je vous demande de vous assurer que les protections mises en œuvre, telles que la coquille de plomb utilisée sur l'embout d'éjection du gammagraphe, sont bien en cohérence avec les protections biologiques définies dans le permis de tirs.
Par ailleurs, un des radiologues interrogé sur la conduite à tenir en cas de blocage de source, a indiqué qu'il devait sortir la source dans l'embout d'éjection (dit « canule ») puis positionner la coquille de plomb pour limiter le débit d'équivalent de dose et enfin sécuriser le chantier en vérifiant que le débit de dose en limite de balisage était conforme à l'attendu. Cette façon de procéder ne répond pas aux exigences de la note interne à EDF référencée D454809312035 -
Organisation des contrôles radiographiques, qui précise (paragraphe 6.1.5.6 - Perte de contrôle de la source du projecteur) de ne pas intervenir sur le gammagraphe, ni aux procédures internes de l'entreprise de radiographie industrielle.
Demande n° A.30 : Je vous demande de vous assurer que la conduite à tenir en cas de perte de contrôle de la source lors d'un chantier de radiographie industrielle est bien connue des entreprises qui en ont la charge. Toute utilisation destinée à l'optimisation pendant les tirs radio doit être soumise à votre approbation afin d'en vérifier l'efficacité et l'autorisation d'utilisation dans le permis de tirs. La deuxième page du permis de contrôle radiographique mentionne au paragraphe « Mesure de prévention et de sécurité à prendre » que l'alarme sonore des dosimètres des intervenants est fixée à 10 mSv/h, alors que le réglage des dosimètres des radiologues, consulté dans l'application PREVAIR, est effectué pour déclencher une alarme à partir de 15 mSv/h.
Demande n° A.31 : Je vous demande, dans le cadre du chantier inspecté, d'indiquer les raisons qui ont motivé le réglage du seuil d'alarme du dosimètre à une valeur différente de celle qui était prévue dans le permis de tir.
Demande n° A.32 : Je vous demande de mettre en cohérence le seuil d'alarme des dosimètres, en débit d'équivalent de dose, prévu dans les permis de tir et celui effectivement réglé sur les dosimètres des intervenants. L'article 2.2.2 de l'arrêté en référence [6] prévoit : « 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 consulté la vérification réalisée par le service « sûreté, qualité » (SQA) référencée 16-51 et relative au processus « tirs radiographiques ». À la suite de cette vérification, les auditeurs d'EDF ont constaté que l'organisation du CNPE ne décrit pas les modalités relatives à la surveillance des tirs radiographiques pour lesquels le service SCIM est donneur d'ordre. Les auditeurs d'EDF ont formulé la recommandation n° R1 : « statuer quel service est le plus approprié pour réaliser la surveillance demandée. Formaliser l'organisation retenue dans les procédures locales, et enfin, mettre en œuvre cette organisation en réalisant un programme de surveillance et les fiches d'action de surveillance correspondantes. » Les inspecteurs ont constaté que cette recommandation n'a pas pleinement été mise en œuvre par le CNPE. En particulier, aucun programme de surveillance des tirs radiographiques dont le service SCIM est donneur d'ordre n'a été établi ; l'organisation retenue n'a pas été formalisée.
Demande n° A.33 : Je vous demande de veiller à la prise en compte des recommandations formulées par le service SQA dans le cadre des vérifications des processus. Vous me ferez part des actions entreprises pour la mise en œuvre de la recommandation n° R1 formulée dans la vérification référencée 16-51.
## Gestion Des Sources
SITUATION ADMINISTRATIVE DES SOURCES Le référentiel de radioprotection relatif à la gestion des sources en référence [8] prévoit au paragraphe 2.4 la réalisation trimestrielle d'un bilan des activités détenues dans chaque local pour s'assurer du respect des seuils relatifs à leur classement. Il a été indiqué aux inspecteurs que ce bilan était effectué via le logiciel Manon de gestion des sources mais aucun élément justifiant que la vérification a été effectuée n'a pu être fourni.
Demande n° A.34 : Je vous demande de vous assurer de la traçabilité des contrôles trimestriels des seuils des autorisations de détention dans les locaux de stockage. CONFORMITE DES LOCAUX DE STOCKAGE DE SOURCES Les règles de conception et d'exploitation des locaux de stockage et d'utilisation de sources nécessaires au fonctionnement d'une INB sont précisées par le référentiel [9]. Il prévoit en particulier (paragraphe 4.2.1) que les locaux de stockage dont la valeur de Q est supérieure à 104 sont équipés d'un détecteur de rayonnement qui actionne une alarme sonore et lumineuse en cas d'évolution anormale du débit d'équivalent de dose, avec report de l'alarme à l'extérieur du local. Par ailleurs, il précise au paragraphe 4.2.2 les caractéristiques coupe-feu requises pour les parois et les planchers.
Les inspecteurs ont noté que pendant les périodes de maintenance, susceptibles de durer plusieurs mois, la balise installée dans le local de stockage du réacteur n° 2 était remplacée par une balise mobile non équipée de report d'alarme. Par ailleurs, le respect des caractéristiques coupe-feu du local n'a pas pu être démontré ; les inspecteurs ont, à ce titre, souligné qu'il n'y a apparemment aucun degré coupe-feu qui puisse être considéré du fait d'un trou aménagé dans le mur au-dessus de la porte d'entrée du local et d'un autre en partie basse du mur opposé de façon à créer une ventilation naturelle.
Demande n° A.35 : Je vous demande de mettre l'ensemble des locaux de stockage de sources du site en conformité avec les exigences du référentiel de conception et d'exploitation des locaux de stockage et d'utilisation des sources nécessaires au fonctionnement d'une INB. Vous vous assurerez de la disponibilité de balises équipées de report d'alarme en nombre suffisant afin de permettre d'en assurer les maintenances nécessaires.
Ce même référentiel [9] prévoit (paragraphe 5.1.3) que dans les locaux adjacents au local de stockage, la constitution d'un dépôt de matières aux propriétés combustibles notables sans protections appropriées est interdite. Les inspecteurs ont constaté qu'une aire d'entreposage autorisée par le CNPE était délimitée juste devant l'entrée du local des sources (réacteur 2).
Demande n° A.36 : Je vous demande, conformément au paragraphe 5.1.3 du référentiel de conception et d'exploitation des locaux de stockage de sources, de vous assurer qu'aucun dépôt de matières aux propriétés combustibles notables sans protections appropriées n'est réalisé dans les locaux adjacents aux locaux sources du site.
## B. Complements D'Information
CONTROLE GLOBAL EN RADIOPROTECTION Le référentiel en référence [1] prévoit au paragraphe 2.1.6 :
« La surveillance globale de l'installation consiste à assurer un suivi périodique de l'état de l'installation (sur le terrain) orienté vers les aspects relatifs à la prévention des risques. Cette surveillance doit être organisée, systématique et faire l'objet d'un reporting et d'une analyse en tant que besoin. »
Les inspecteurs ont constaté que l'analyse de la surveillance globale de l'installation ne fait l'objet d'aucune formalisation de la part du service de prévention des risques. Aucun agent du service de prévention des risques n'est par ailleurs désigné pour assurer la coordination et l'analyse du contrôle global en radioprotection. Demande n° B.1 : Je vous demande de préciser l'organisation mise en œuvre pour assurer la coordination et l'analyse de la surveillance globale de l'installation par le service de prévention des risques du CNPE. ANALYSE ANNUELLE DE RADIOPROTECTION Le référentiel en référence [1] prévoit au paragraphe 4 : « L'analyse de radioprotection est un document essentiel pour le management de la radioprotection de l'unité, elle est construite sous la responsabilité du directeur d'unité. Elle s'appuie notamment sur les conclusions des revues locales du processus radioprotection qui intègrent les apports du cadre de l'équipe de direction en charge de la radioprotection, des ingénieurs radioprotection du service compétent en radioprotection du SCR, de la filière indépendante de la radioprotection. Elle se fonde d'une part sur l'analyse approfondie des résultats de l'unité, sur l'analyse de deuxième niveau des événements significatifs pour la radioprotection, des constats de terrain enrichis des signaux faibles et d'autre part sur les diagnostics du management de la radioprotection alimentés par les évaluations internes et externes »
Les inspecteurs ont constaté que le compte-rendu de macro-processus MP4, qui tient lieu d'analyse annuelle de radioprotection, ne permet pas de formaliser l'analyse des indicateurs en radioprotection. De ce fait, la démonstration de la réalisation d'une analyse approfondie n'a pu être établie Demande n° B.2 : Je vous demande de me faire part de vos réflexions relatives à l'organisation mise en œuvre pour la réalisation des analyses annuelles de radioprotection et aux axes d'amélioration envisagés.
## Cartographie De Competences
Le manuel qualité de la DPN en référence [2] prévoit au paragraphe MMHF 140N : « Des cartographies de compétences projetées dans le temps sur une durée de trois ans sont développées pour les métiers de l'exploitation (conduite, essais, chimie environnement), de la maintenance (mécanique, chaudronnerie, robinetterie, électricité, automatismes, informatique industrielle, combustible, logistique, déchets) et des métiers de la sûreté, prévention des risques, projets et ingénierie, en lien avec les GPEC et alimentées par les observations en situation de travail. »
Les inspecteurs ont constaté que la cartographie de compétences définie pour le service SPR ne permet pas de pondérer l'effectif des agents présents par leur niveau de compétence. Par exemple, il n'est pas possible de visualiser directement sur l'outil utilisé l'effectif présent et l'effectif cible pour chaque niveau de compétence, ce que permet l'outil national « OCC ». Demande n° B.3 : Je vous demande de me faire part de vos réflexions relatives à la prise en compte du niveau de compétence des agents dans l'élaboration de la cartographie de compétences du service prévention des risques.
REALISATION DES CONTROLES PERIODIQUES INTERMEDIAIRES
Les inspecteurs ont demandé le niveau de compétences requis pour effectuer le contrôle périodique intermédiaire d'un portique de contrôle de contamination C2. Il a été indiqué que la réalisation de cette opération nécessite d'être reconnu au niveau 2 dans le domaine de l'exploitation des matériels de radioprotection. Or les inspecteurs ont relevé que la fiche support à la reconnaissance de l'acquisition du « niveau de compétence n° 2 » dans ce domaine ne mentionne pas explicitement l'évaluation des compétences dans la réalisation d'un contrôle périodique intermédiaire (il est fait mention uniquement de la réalisation d'un contrôle de bon fonctionnement et de la vérification du rendement d'un appareil). Demande n° B.4 : Je vous demande d'expliciter les modalités d'évaluation des compétences des agents, préalablement à leur affectation à la réalisation de contrôles périodiques intermédiaires du matériel de radioprotection. ZONAGE RADIOLOGIQUE ASSOCIE AUX OPERATIONS DE CHASSE AUX POINTS CHAUDS L'article 7 de l'arrêté du 15 mai 2006 en référence [4] prévoit que : « À l'intérieur de la zone contrôlée, l'employeur délimite, s'il y a lieu, les zones spécialement réglementées ou interdites suivantes :
a) Les zones spécialement réglementées, désignées zones contrôlées jaunes, où la dose efficace susceptible d'être reçue en une heure reste inférieure à 2 mSv et où la dose équivalente (mains, avant-bras, pieds, chevilles) susceptible d'être reçue en une heure reste inférieure à 50 mSv.
Pour l'exposition externe du corps entier, le débit d'équivalent de dose ne doit pas dépasser 2 mSv/h ; b) Les zones spécialement réglementées, désignées zones contrôlées orange, où la dose efficace susceptible d'être reçue en une heure reste inférieure à 100 mSv et où la dose équivalente (mains, avant-bras, pieds, chevilles) susceptible d'être reçue en une heure reste inférieure à 2,5 Sv.
Pour l'exposition externe du corps entier, le débit d'équivalent de dose ne doit pas dépasser 100 mSv/h ; »
Ces exigences règlementaires ont été déclinées dans le référentiel interne d'EDF en référence [5] : « Si le débit d'équivalent de dose ambiant mesure à 1 m est susceptible de dépasser 2 *mSv/h du fait des travaux (suite au retrait des* protections biologiques par exemple), le local ou une partie du local est reclassé en zone orange au préalable et un processus zone orange est engagé pour la réalisation des travaux. Par contre si le débit d'équivalent de dose ambiant à 1 m n'est pas susceptible de dépasser 2 mSv/h, le reclassement du local en zone orange n'est pas obligatoire, mais un reclassement en zone jaune peut s'avérer nécessaire.
Si le DeD au poste de travail (à environ 50 cm selon le cas) dans les conditions prévues d'intervention est supérieur à 2 mSv/h (mais inférieur à 100 mSv/h) pour l'organisme entier ou si la dose équivalente susceptible d'être reçue en une heure aux extrémités est supérieure à 50 mSv (mais DeD inférieur à 2,5 Sv/h), l'intervention nécessite l'application du processus zone orange. »
Il a été indiqué aux inspecteurs que la chasse d'un point chaud initialement situé au niveau de la vanne 2 PTR 96VB a été effectuée. Ce point chaud présentait un débit d'équivalent de dose au contact de 900 mSv/h. Il a été indiqué oralement aux inspecteurs qu'aucune modification du zonage radiologique des locaux par lesquels cette particule a transité n'a été réalisée. Cependant, le débit d'équivalent de dose à une distance de cinquante centimètres et de un mètre de ce point chaud n'a pu être communiqué aux inspecteurs. Demande n° B.5 : Je vous demande de me communiquer le débit d'équivalent de dose à 50 cm et à 1 m du point chaud initialement présent sur la vanne PTR 96 VB, ainsi que les dispositions mises en œuvre pour prévenir l'exposition fortuite des intervenants au cours de la phase d'élimination de cette particule.
PRISE EN CHARGE DES INTERVENANTS DETECTES CONTAMINES Les inspecteurs ont réalisé un exercice de prise en charge d'un intervenant détecté contaminé au niveau du portique situé à la sortie du laboratoire chaud. Ils ont constaté que l'agent qui a effectué la prise en charge de la contamination a appliqué les préconisations du service de santé au travail. Cependant ces préconisations ne sont pas cohérentes avec la procédure locale de prise en charge des intervenants contaminés. En effet, cette procédure demande le lavage des mains quel que soit le niveau de contamination, ce qui ne permet pas l'évaluation de la dose à la peau en cas de contamination élevée. Demande n° B.6 : Je vous demande de m'indiquer les mesures entreprises pour renforcer la coordination entre le service prévention des risques et le service de santé au travail dans la définition des consignes à mettre en œuvre en cas de détection de contamination.
CHANTIER DE RADIOGRAPHIE INDUSTRIELLE Conformément à l'article R. 4451-41 du code du travail, dans le cadre de l'évaluation des risques, l'employeur, en collaboration, le cas échéant, avec le chef de l'entreprise extérieure ou le travailleur non salarié, procède à une analyse des postes de travail qui est renouvelée périodiquement et à l'occasion de toute modification des conditions pouvant affecter la santé et la sécurité des travailleurs. Lors d'une opération se déroulant dans la zone contrôlée définie à l'article R. 4451-18, l'employeur : 1° Fait procéder à une évaluation prévisionnelle de la dose collective et des doses individuelles que les travailleurs sont susceptibles de recevoir lors de l'intervention ; 2° Fait définir par la personne compétente en radioprotection, désignée en application de l'article R. 4451-103, des objectifs de dose collective et individuelle pour l'opération fixés au niveau le plus bas possible compte tenu de l'état des techniques et de la nature de l'opération à réaliser et, en tout état de cause, à un niveau ne dépassant pas les valeurs limites fixées aux articles D. 4152-5, D. 4153-34, R. 4451-12 et R 4451-13. A cet effet, les responsables de l'opération apportent leur concours à la personne compétente en radioprotection ;
3° Fait mesurer et analyser les doses de rayonnements ionisants effectivement reçues au cours de l'opération pour prendre les mesures assurant le respect des principes de radioprotection énoncés, à l'article L 1333-1 du code de la santé publique. Les inspecteurs ont consulté le Régime de Travail Radiologique (RTR) établi pour l'activité de tir radiographique CND dans la salle des machines, référencé IZ 19206213. Ce RTR indique une dose moyenne par intervenant de 4 µSv/jour, sans différencier le radiologue des aide-radiologues. Les hypothèses utilisées pour établir cette dose ne sont pas précisées.
Demande n° B.7 : Je vous demande, conformément à l'article R. 4451-41 du code du travail, de vous assurer que la validation du RTR a bien été faite sur la base d'une évaluation prévisionnelle dosimétrique adaptée aux missions de chacun des intervenants sur le chantier. Demande n° B.8 : Je vous demande de me transmettre l'évaluation prévisionnelle dosimétrique pour le chantier inspecté dans la nuit du 4 au 5 octobre 2017 ayant conduit à l'établissement et la validation du RTR pour l'activité de tir radio en salle des machines, référencé IZ 19206213. CONTROLES TECHNIQUES DE RADIOPROTECTION
L'arrêté du 21 mai 2010, portant homologation de la décision n°2010-DC-0175 de l'ASN en référence [10] prévoit que les contrôles internes des appareils à rayons X doivent être réalisés annuellement.
Le rapport de contrôle interne de l'appareil NITON destiné à la détection du plomb dans les peintures de moins d'un an n'a pas été présenté. Demande n° B.9 : Je vous demande de me transmettre le rapport de contrôle interne de l'appareil de détection de plomb dans les peintures datant de moins d'un an. Demande n° B.10 : Je vous demande, conformément aux modalités des annexes 1 et 2 de l'arrêté du 21 mai 2010, de vous assurer du respect de la périodicité des contrôles internes.
APPAREILS A RAYONS X Le contrôleur de fûts présents dans le bâtiment de traitement des effluents (BTE) est détenu par EDF mais utilisé par la société ENDEL. Cette société doit disposer d'une autorisation d'utiliser le générateur de rayons X. Celle-ci n'a pu être présentée aux inspecteurs.
Demande n° B.11 : Je vous demande de me transmettre l'autorisation délivrée par l'ASN à l'entreprise ENDEL
l'autorisant à utiliser un générateur de rayons X de type « contrôleur à bagages ». En l'absence d'une telle autorisation, je vous demande de vous assurer que l'entreprise dépose une demande d'autorisation auprès de la division de l'ASN territorialement compétente. La décision n° 2017-DC-0591 de l'ASN du 13 juin 2017 en référence [11], homologuée par l'arrêté du 29 septembre 2017, remplace la décision n°2013-DC-0349 de l'ASN en référence [12]. Les installations de radiographie industrielle par rayons X doivent être conformes à cette nouvelle décision ou à la décision n°2013-DC-0349 qui reste applicable jusqu'au 31 juillet 2018 pour les installations existantes. La vérification du respect des prescriptions de ces décisions est consignée dans un rapport.
Des éléments relatifs à la conformité aux décisions de l'ASN précitées du contrôleur de fûts référencé RAPISCAN
627 XRW installé dans le BTE, ont été présentés aux inspecteurs. Cependant, aucun rapport de conformité n'a été fourni pour cet appareil.
Demande n° B.12 : Je vous demande, en application de la décision ASN n° 2013-DC-0349 ou de la décision ASN
n° 2017-DC-0591 de l'ASN, de consigner dans un rapport la conformité du générateur à rayons X présent dans le BTE. Ce rapport pourra être rédigé en interne par la personne compétente en radioprotection, sur la base des documents à sa disposition. CONTROLES TECHNIQUES EXTERNES DE RADIOPROTECTION Les rapports de contrôle technique externes de radioprotection réalisés en 2014, 2015 et 2016 par la société Polinorsud font état d'observations et de non-conformités. Aucun document n'a été fourni aux inspecteurs permettant de justifier le suivi de ces observations et non-conformités.
Demande n° B.13 : Je vous demande de m'indiquer les dispositions prises permettant d'assurer le suivi et le traitement des non-conformités et observations relevées par les organismes agréés lors des contrôles de radioprotection externes.
INVENTAIRE DES SOURCES L'article R. 4451-38 du code du travail prévoit que l'employeur transmet, au moins une fois par an, une copie du relevé actualisé des sources et des appareils émettant des rayonnements ionisants utilisés ou stockés dans l'établissement à l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN). La dernière transmission de l'inventaire à l'IRSN a été effectuée en juillet 2016. Demande n° B.14 : Je vous demande de préciser l'organisation mise en œuvre pour assurer le respect de la périodicité règlementaire relative à la transmission à l' IRSN du relevé actualisé des sources et des appareils émettant des rayonnements ionisants utilisés ou stockés au sein de l'établissement.
CONTROLE DE CONTAMINATION DES VOIRIES Le CNPE de Dampierre a déclaré le 16 mai 2017 un événement significatif pour la radioprotection relatif à une
« organisation insuffisamment robuste dans la mise en œuvre des contrôles DI 82 [6] et des contrôles périodiques de propreté de la voirie, ayant conduit à la présence de multiples points de contamination au niveau de la voire de CNPE ». L'analyse de cet événement met en évidence des causes profondes qui peuvent concerner votre organisation locale.
Demande n° B.15 : Je vous demande de m'informer des actions engagées pour tenir compte du retour d'expérience de l'événement significatif pour la radioprotection déclaré le 16 mai 2017 par le CNPE de Dampierre.
RISQUE D'EXPOSITION AU RAYONNEMENT ALPHA À ce jour, les chaines de mesure du rayonnement alpha des portiques de contrôle de contamination C2 ne sont pas activées par défaut. Il a été toutefois indiqué qu'il est possible d'effectuer un paramétrage permettant de mettre ces voies de mesure en service. Les inspecteurs s'interrogent sur la possibilité d'activer les voies alpha des portiques C2 lorsque les réacteurs sont déclarés « à risque alpha ». Demande n° B.16 : Je vous demande de vous positionner en lien avec vos services centraux sur l'opportunité d'activer les voies alpha des portiques C2 lorsque le réacteur est déclaré à risque alpha.
ÉVALUATION DU RISQUE D'EXPOSITION AUX EXTREMITES L'article R. 4451-11 du code du travail prévoit notamment que l'employeur fait procéder à une évaluation prévisionnelle de la dose collective et des doses individuelles que les travailleurs sont susceptibles de recevoir lors d'une opération les exposant aux rayonnements ionisants; Pour réaliser le contrôle périodique des portiques de contrôle de contamination corporelle C2, les intervenants manipulent des sources radioactives. Vos services n'ont pas été en mesure de présenter les évaluations prévisionnelles relatives à la dosimétrie au niveau des extrémités (mains) induites par les opérations de contrôles périodiques internes de des portiques C2 impliquant l'utilisation d'une source de 60Co.
Demande n° B.17 : Je vous demande de me transmettre l'évaluation prévisionnelle de dose relative à l'exposition au niveau des extrémités pour les agents effectuant les contrôles périodiques intermédiaires des portiques de contrôle de contamination C2.
## Ventilations Des Vestiaires
Les articles R. 4222-5 et R. 4222 6 du code du travail, disposent que lorsque l'aération est assurée par ventilation mécanique, le débit minimal d'air neuf à introduire par occupant est fixé à 25 m3/h dans les bureaux et les locaux sans travail physique.
En application des articles du code du travail cités ci-dessus, votre référentiel en référence [5] dispose que l'aération des vestiaires froids est assurée selon un débit minimal d'air neuf de 25 m3/h par occupant.
Il a été indiqué que la capacité des vestiaires du réacteur n° 2 était limitée à 100 personnes. Par manque de temps, aucun élément de justification n'a pu être apporté quant au respect des dispositions ci-dessus. Demande n°B.18 : Je vous demande d'apporter la démonstration du respect de l'exigence de renouvellement d'air fixée à l'article R. 4222-6 du code du travail. Vous tiendrez compte de la fonction éventuelle de point de regroupement des vestiaires froids.
## C. Observations
LIMITE DE DETECTION DES APPAREILS DE MESURE C1. Les inspecteurs ont soulevé des questions relatives au temps de mesure nécessaire à la détection d'une contamination de 0,4 Bq/cm² en fonction de l'ambiance radiologique du local ainsi qu'à la représentativité de la mesure de contamination réalisée à l'aide d'une chiffonnette grande surface, qui nécessitent un approfondissement en lien avec vos services centraux. PORTIQUE DE CONTROLE DE NON CONTAMINATION EN SORTIE DU LABORATOIRE SUC ET CONDITIONS D'ACCES C2. Les inspecteurs ont constaté que le contrôle d'absence de contamination réalisé par le portique C2 en sortie du laboratoire chaud était apparemment perturbé par le débit d'équivalent de dose d'ambiance fluctuant. Cela entraîne l'interruption à de multiples reprises du contrôle réalisé par ce portique avant de pouvoir être autorisé à sortir. Par ailleurs, ce portique peut être contourné sans difficultés majeures. Je vous invite à faire vérifier ce portique ou à corriger les conditions d'ambiance afin de garantir son utilisation par les personnes intervenant dans le laboratoire chaud.
C3. Les inspecteurs ont également noté quelques points qui ne favorisent pas la bonne prévention du risque de dissémination de contamination :
a. la zone de contournement possible du portique C2 est aussi une zone de croisement de flux commune en entrée et sortie du laboratoire SUC ;
b. l'absence de barrière physique à l'entrée de la zone du laboratoire bien qu'un sur-habillage soit requis (blouse jetable) pour y accéder ;
c. la présence d'un contrôleur de contamination (MIP) à utiliser avant le contrôle au portique C2 en sortie du laboratoire mais inutilisable du fait d'un débit d'équivalent de dose d'ambiance au point de contrôle trop élevé (le MIP indiquait, sans réaliser de mesure, des valeurs entre 0,9 et 2 Bq/cm2, pour une valeur maximale de contamination à rechercher de l'ordre de 0,4 Bq/cm2) ;
d. la présence de blouses jetables probablement réutilisées (des porte-manteaux permettent de les suspendre).
MISE A JOUR DOCUMENTAIRE
C4. Les consignes d'accès affichées à l'entrée du laboratoire chaud (SUC) diffèrent de celles apposées sur la porte d'accès au local des sources du laboratoire (obligation du port de la dosimétrie neutrons par exemple). C5. L'organisation des contrôles radiographiques mise en œuvre sur le site diffère en certains points de celle définie dans le document référencé D454809312035. En particulier, les différentes réunions décrites au paragraphe 6.1.4 ne respectent pas l'ensemble des critères requis, la définition du seuil à partir duquel un tir est considéré comme à risques particuliers est également différente de celle appliquée sur les chantiers.
SURVEILLANCE DES ACTIVITES
C.6 Les inspecteurs notent un progrès dans la surveillance des activités dont le SPR à la charge qui montre une meilleure adéquation avec la DI116. REGIME DE TRAVAIL RADIOLOGIQUE C.7 : Lors de la visite d'un chantier au niveau des capteurs RIS, les intervenants rencontrés n'ont pas été en mesure de présenter leur régime de travail radiologique alors que celui-ci est nécessaire pour l'accès en zone contrôlée.
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INSSN-LYO-2018-0407 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 4 avril 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-016477 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° 91 et no 141)
*Référence à rappeler dans toute correspondance : INSSN-LYO-2018-0407 du 22/02/2018* Thème : « LT2b-Respect des engagements »
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'ASN concernant le contrôle des INB prévu en référence [1], une inspection a eu lieu le 22 février 2018 dans votre établissement de Creys-Malville sur le thème « Respect des engagements ».
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 menée le 22 février 2018 sur le site de Creys-Malville portait sur le suivi et la mise en œuvre des engagements pris par l'exploitant à la suite d'inspections réalisées par l'ASN en 2017 et pris dans le cadre des analyses des événements significatifs déclarés à l'ASN. Les inspecteurs se sont attachés en premier lieu à vérifier l'avancement de la mise en œuvre du plan d'action de renforcement des moyens de gestion de crise sur le site de Creys-Malville établi à la suite d'un départ de feu sur des sacs de déchets souillées en sodium en juillet 2017 et de l'inspection inopinée de l'ASN réalisée le 4 août 2017 sur le thème de l'organisation et des moyens de crise1. En second lieu, les inspecteurs se sont intéressés à vérifier la mise en œuvre d'actions portant sur les thèmes de la surveillance des intervenants extérieurs et de la gestion des écarts. Il ressort de cette inspection que le plan d'action de renforcement des moyens de gestion de crise sur le site de Creys-Malville est encore en cours de déploiement. De nombreux engagements ont déjà été réalisés ou sont à un stade avancé. Toutefois, les inspecteurs ont relevé que certaines actions présentées comme soldées ne l'étaient pas complètement. Ces constats devront être analysés et corrigés afin de rendre plus robuste votre processus de gestion des engagements pris auprès de l'ASN.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Partenariat avec la Force d'action rapide nationale (FARN) Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté qu'il n'existait pas formellement de convention encadrant le partenariat établi entre le site de Creys-Malville avec la FARN (Force d'action rapide nationale) présente dans certains CNPE (centre nucléaire de production électrique). Selon le plan d'actions de renforcement des moyens de gestion de crise établi par EDF, ce partenariat apparait pourtant comme finalisé. Par ailleurs, il a été présenté aux inspecteurs le document « Convention entre DP2D (Direction des Projets Déconstruction-Déchets) et DPN (Direction de la Production Nucléaire), exercice 2016 » du 8 novembre 2016 dans lequel il est mentionné la nécessité de mettre en œuvre ce dispositif avant fin 2016 et de rédiger à l'issue une convention. Demande A1 : Je vous demande de finaliser le partenariat du site de Creys-Malville avec la FARN en mettant en place une convention qui encadrera ses missions et ses moyens, conformément à votre plan d'action de renforcement des moyens de gestion de crise et au document « Convention entre DP2D et DPN, exercice 2016 » du 8 novembre 2016. Par ailleurs, le plan d'action de renforcement des moyens de gestion de crise présente cette composante comme d'ores et déjà intégrée dans l'organisation du site (action présentée comme soldée) alors qu'il est nécessaire d'intégrer également cet aspect dans le plan d'urgence interne (PUI) du site. L'exploitant prévoit de transmettre un projet de mise à jour avant fin avril 2018 (action du plan d'action). Demande A2 : Je vous demande d'intégrer le rôle de la FARN en précisant ses fonctions dans le projet de mise à jour du PUI que vous prévoyez de transmettre à l'ASN avant fin avril 2018, conformément à votre engagement figurant dans le plan d'action de renforcement des moyens de gestion de crise du site de Creys-Malville.
## Exercices Pui
Le plan d'action de renforcement des moyens de gestion de crise prévoit également la mise en place systématique de pressions « médiatique » et « autorité » lors des exercices PUI. Les inspecteurs ont constaté que la trame des scénarios d'exercices, sur laquelle se fonde la préparation des exercices, ne prévoit pas le volet pression « médiatique ». Pour que cette action soit effective, elle doit être pérenne. Le plan d'action présente pourtant cette action comme soldée. Demande A3 : Je vous demande de mettre en place des dispositions permettant de vous assurer que des actions de pressions « médiatique » et « autorité » sont systématiquement prévues lors des exercices PUI, conformément à votre plan d'action de renforcement des moyens de gestion de crise. Demande A4 : De manière plus générale, je vous demande de préciser en terme organisationnel pourquoi les actions mentionnées précédemment ont été présentées comme soldées alors qu'elles ne l'étaient pas. Vous définirez des mesures le cas échéant pour éviter le renouvellement de tels écarts. Les inspecteurs ont également constaté que les derniers compte rendus d'exercices PUI n'étaient ni signés, ni datés. Demande A5 : Je vous demande de vous assurer que les compte rendus d'exercices PUI soient datés et signés.
## Vérification Par Sondage De La Traçabilité Des Actions De Surveillance
Conformément à l'engagement pris par EDF à la suite de l'inspection de l'ASN réalisée le 18 mai 2017 sur les travaux de démantèlement2, un guide d'aide à la rédaction des programmes de surveillance a été établi et spécifie la réalisation par le chef de section ou ses appuis techniques d'une vérification par sondage de la traçabilité des actions de surveillance réalisées par EDF sur ses sous-traitants. L'exploitant a mentionné que la mise en œuvre de cette action avait pris du retard, mais que sa mise en œuvre avait été enclenchée. Cependant, il n'a pas été en mesure de présenter la traçabilité associée à sa mise en œuvre effective alors que l'engagement était fixé au 30 novembre 2017. Demande A6 : Je vous demande de mettre en œuvre la réalisation pérenne d'une vérification par sondage de la traçabilité des actions de surveillance réalisées par EDF sur ses soustraitants, conformément à l'engagement pris par EDF à la suite de l'inspection de l'ASN
réalisée le 18 mai 2017 sur les travaux de démantèlement.
## Formation Des Chefs De Secours
A la suite de l'inspection de l'ASN réalisée le 4 août 2017 sur le thème de l'organisation et des moyens de crise3, EDF s'est engagé à intégrer deux exercices incendie par an dans le cursus de formation des personnes identifiées comme chefs de secours. Cependant, les inspecteurs ont constaté que certaines personnes (chargés d'activité), figurant dans la liste des chefs de secours du site, ne réalisent pas ces exercices. Demande A7 : Je vous demande de veiller à ce que l'ensemble des personnes identifiées comme chefs de secours répondent aux dispositions de formation que vous avez définies (deux exercices incendie annuels). Dans le cas contraire, je vous demande de retirer ces personnes de la liste des chefs de secours.
## Gestion Des Écarts
Des exercices incendie sont réalisés régulièrement sur le site de Creys-Malville. Cependant, les écarts relevés lors de ces exercices ne sont traités dans aucun processus de traitement des écarts applicable au site. Demande A8 : Je vous demande de vous assurer que les écarts relevés dans le cadre des exercices incendie du site sont traités dans le processus de traitement des écarts du site.
## B. Demandes De Compléments D'Information Amélioration Du Réseau De Couverture Des Téléphones Sans Fil (Dect)
Dans le cadre du plan d'action de renforcement des moyens de gestion de crise, une expression des besoins a été transmise le 26 novembre 2017 par DP2D à la direction des services partagés d'EDF afin de faire évoluer techniquement les téléphones sans fils utilisés par EDF (DECT) et améliorer leur réseau de couverture. Au jour de l'inspection, cette expression de besoin n'avait fait l'objet d'aucune suite. L'exploitant a toutefois précisé en fin de journée aux inspecteurs qu'un retour avait été reçu.
Demande B1 : Je vous demande de me tenir informé de l'aboutissement de cette action.
## Mise À Jour Du Document Des Evènements Importants (Dei)
Conformément à son plan d'action de renforcement des moyens de gestion de crise, l'exploitant a réalisé une mise à jour de son DEI (Document des Evènements Importants) afin d'intégrer une main courante pour les personnes occupant le poste de commandement direction (PCD1) et simplifier les logigrammes décisionnels. A cette occasion, les inspecteurs ont noté la prise en compte du nouveau système d'astreinte de l'ASN. Toutefois, les coordonnées à utiliser en cas de crise (téléphone, mail) n'avaient pas été formellement intégrés dans le document. Demande B2 : Je vous demande finaliser la prise en compte du nouveau système d'astreinte de l'ASN dans vos documents opérationnels en intégrant formellement les coordonnées à utiliser.
## Gestion Des Écarts
Dans le cadre de l'inspection de l'ASN réalisée le 22 mars 2017 sur le thème de la gestion des écarts4, EDF a décliné une note relative à la gestion des écarts sur le site de Creys-Malville5 qui décrit notamment l'utilisation de l'outil informatique « COPRA », les différents types de fiches pouvant être ouvertes ainsi que leurs critères d'ouverture. L'exploitant a indiqué aux inspecteurs que tous les écarts identifiés ne font pas forcément l'objet d'un traitement par l'outil COPRA. Demande B3 : Je vous demande d'expliciter l'organisation générale en place sur le site de Creys-Malville pour gérer les écarts. A la suite de cette même inspection, EDF s'est engagé à mettre à jour les notes encadrant la gestion et le traitement des écarts à la DP2D afin d'intégrer les éléments présents dans la procédure ELDQS0600008 à l'indice F du 4 juillet 2013 et manquants dans la nouvelle note d'organisation relative à la gestion des écarts à la DP2D. Les mises à jour de ces notes étaient prévues avant le 30 octobre 2017, et celles-ci n'étaient toujours pas validées le jour de l'inspection. Demande B4 : Je vous demande de transmettre les procédures validées attestant de la réalisation de cet engagement.
## Mise À Jour Des Conventions D'Assistance
Suite à l'inspection de l'ASN réalisée le 4 août 2017 sur le thème de l'organisation et des moyens de crise6 et conformément au plan d'actions de renforcement des moyens de gestion de crise, les mises à jour des conventions entre le site EDF de Creys-Malville et d'une part l'hôpital militaire de Toulon, et d'autre part l'organisation nationale de crise (ONC) ont été réalisées. Toutefois, les conventions présentées n'étaient pas datées. Demande B5 : Je vous demande de veiller à finaliser, avant l'échéance du 30 avril 2018 (plan d'actions de renfoncement des moyens de gestion de crise) les partenariats entre le site EDF de Creys-Malville, d'une part avec part l'hôpital militaire de Toulon, et d'autre part avec l'organisation nationale de crise (ONC) en datant les conventions établies.
## C. Observation
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois, sauf mention contraire. 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 également 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-2018-0401 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 8 mars 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-010256 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 no 98 Inspection no INSSN-LYO-2018-0401 du 22 janvier 2018 Thème : « Respect des engagements » 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 (INB) en référence, une inspection a eu lieu le 22 janvier 2018 au sein de l'établissement FRAMATOME de Romans-sur-Isère (INB no 98) sur le thème « respect des engagements ».
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 janvier 2018 réalisée au sein de l'établissement FRAMATOME de Romans-sur-Isère
(INB no 98) a porté sur l'examen du respect des engagements pris par l'exploitant auprès de l'ASN. Ces engagements font notamment suite aux dossiers d'autorisations de modification des installations, à l'analyse des évènements significatifs survenus dans les installations et aux demandes issues des inspections menées par l'ASN. Les inspecteurs ont ainsi vérifié l'application de la procédure de suivi des engagements mise en place par FRAMATOME, définissant un cadre formalisé de suivi des engagements.
Les conclusions de l'inspection sont satisfaisantes. En effet, les inspecteurs ont pu constater les efforts réalisés pour solder les engagements ainsi que l'amélioration du suivi de ces engagements. A contrario, malgré l'engagement pris précédemment par l'exploitant, les reports de délai n'ont pas fait l'objet d'une information de l'ASN. De plus, des questions complémentaires sont soulevées à l'issue de cette inspection concernant la procédure d'exploitation du système de sécurité incendie, le contrôle des portes des armoires coupe-feu ou l'analyse de sensibilité des bâtiments aux agressions externes et des actions qui en découlent.
## A. Demandes D'Actions Correctives Processus De Suivi Des Engagements
A la suite de la précédente inspection sur le respect des engagements réalisée au sein de l'établissement le 23 janvier 2017, l'engagement suivant avait été pris : « Nous vous transmettrons mensuellement le compterendu associé au comité 3SE actant du report d'engagements à l'occasion du point périodique réalisé avec vos services
(courrier du 6 avril 2017 et référencé SUR 17/065). » Cet engagement n'a pas été respecté pour ce qui concerne l'année 2017. Demande A1 : Je vous demande de respecter votre engagement, pris dans le courrier référencé SUR 17/065 du 6 avril 2017 : « **Nous vous transmettrons mensuellement le compte-rendu** associé au comité 3SE actant du report d'engagements à l'occasion du point périodique réalisé avec vos services».
## Protection Incendie
A la suite de l'évènement déclaré le 18 juillet 2016 par l'exploitant et concernant une inversion de la cascade de dépression entre le local de la boîte à gants du bâtiment conversion et le local adjacent, des actions préventives ont été identifiées dans le compte-rendu d'évènement significatif correspondant. Une procédure spécifique d'exploitation du système de sécurité incendie devait notamment être mise en place pour la fin d'année 2016. Cette procédure devait permettre de définir les méthodes de contrôles et de surveillance lors des essais périodiques, des phases de travaux et des mises à jour de programmation. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que cette action n'avait finalement pas été mise en œuvre par l'exploitant. Cette action identifiée comme mesure préventive doit être menée à son terme. De surcroît, suite au dernier évènement déclaré le 15 février 2018, concernant une nouvelle fois une mauvaise manipulation du système de sécurité incendie au cours d'un essai périodique, cette action apparaît prioritaire. Demande A2 : Je vous demande de mettre en place dans les meilleurs délais la procédure spécifique d'exploitation du système de sécurité incendie prévue initialement pour la fin 2016. Demande A3 : Je vous demande de m'indiquer les sensibilisations et formations envisagées à ce sujet pour les intervenants concernés.
Les inspecteurs ont consulté la fiche réflexe no2 présente au poste de commandement et de sécurité
(PCS). Cette fiche réflexe décrit la conduite à tenir en cas de fermeture des clapets coupe-feu sans confirmation de feu. Toutefois, elle ne prévoit pas l'appel d'un ingénieur sûreté d'exploitation, afin qu'il déclenche une vérification du bon réarmement des clapets coupe-feu concernés.
Demande A4 : Je vous demande de modifier la fiche réflexe no 2 présente au poste de commandement et de sécurité afin d'y prévoir l'appel d'un ingénieur sûreté d'exploitation.
Les inspecteurs ont examiné les actions réalisées dans le cadre de la réponse à la demande A5 de la précédente inspection suivi des engagements : « Afin de prendre en compte la contractualisation des contrôles périodiques des armoires coupe-feu, leur intégration dans la base de contrôles réglementaires sera réalisée au plus tard le 31 juillet 2017. » Les inspecteurs ont pu constater qu'un important travail avait été mené, aboutissant au recensement de 101 armoires coupe-feu sur l'ensemble du site. Une procédure a ensuite été rédigée pour la maintenance de ces armoires (document référencé SMS-FTMA-001, indice 1.0 du 25/07/2017) ; des contrôles spécifiques ont été déployés au cours du mois d'octobre 2017. Lors de ces contrôles, quelques anomalies ont été identifiées. Les inspecteurs ont pu constater que ces anomalies ne déclenchaient pas systématiquement l'ouverture d'une fiche d'évènement anormal. Demande A5 : Je vous demande de prévoir systématiquement l'ouverture d'une fiche d'évènement anormal lors d'une non-conformité identifiée au cours d'un contrôle ou d'un essai périodique sans correction immédiate.
## Processus De Gestion Des Modifications Matérielles
Les inspecteurs ont examiné les actions réalisées suite à l'inspection « modifications matérielles » en 2016 sur l'installation. Quatre vérifications indépendantes de sûreté (VIS) devaient être ainsi menées en 2016 afin de vérifier la bonne application du processus FEM-DAM (fiche d'évaluation de la modification et demande d'autorisation de la modification). Les inspecteurs ont pu constater que quatre VIS avaient été réalisées pour l'année 2016 et cinq pour 2017. La vérification référencée VIS SUR 17/115 a notamment révélé de nombreuses anomalies dans le processus de gestion des modifications matérielles. Demande A6 : Je vous demande de me transmettre le bilan de la contre-visite réalisée à la suite de la VIS SUR 17/115 ou des actions correctives mises en place.
## Agressions Externes
Dans le cadre des suites de l'inspection « agressions externes » menée sur l'installation le 21 février 2017, l'exploitant s'est engagé à « vérifier que les installations de l'INB no 98 autres que les bâtiments C1 et AP2 sont insensibles aux grands froids. Il conviendra également de vérifier que toutes les installations de l'INB no *63 sensibles* aux grands froids sont identifiées et font l'objet de procédures adaptées à ce risque. » L'exploitant s'était ainsi engagé à mener une analyse de sensibilité des installations des INB no 63 et 98 pour fin octobre 2017. L'analyse devait identifier les fiches réflexes correspondantes, notamment celles déjà existantes et celles à créer. Cet engagement a été reporté au 31 mars 2018. Il a été déclaré aux inspecteurs que l'analyse de sensibilité avait été réalisée par bâtiment (risques à prendre en compte et fonctions de sûreté à maintenir identifiés). Dans un second temps, l'exploitant envisage de mettre en place des fiches réflexes. Demande A7 : Je vous demande de vous engager sur un délai de mise en place des fiches réflexes « grands froids » pour l'ensemble des installations.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Sondes Edac
Dans le cadre des suites de l'inspection « criticité » du 20 mars 2017, l'exploitant s'est engagé à ouvrir une fiche d'évènement anormal MAEVA afin d'analyser la récurrence des écarts constatés lors des contrôles périodiques des sondes EDAC et qui nécessite un « reset » électronique. Il a été déclaré aux inspecteurs, qu'après échanges par mails avec le fournisseur correspondant, le reset nécessaire à l'issue des tests des sondes EDAC était sans impact sur la fonction de sûreté assurée par l'EDAC. La récurrence n'a donc plus d'importance. Toutefois, les inspecteurs ont constaté que cette information du fournisseur n'avait pas été conservée soit dans le dossier d'archivage du MAEVA soit dans la procédure de contrôle.
## Demande B1 : Je Vous Demande De Tracer La Réponse Du Fournisseur Concernant Le Reset Des Sondes Edac.
Dans le cadre du compte rendu d'évènement significatif concernant le dépassement de la périodicité d'un contrôle périodique sûreté inscrit dans les règles générales d'exploitation (RGE) déclaré le 27 juillet 2017, l'exploitant s'était engagé à mettre en place un contrat pluri-annuel pour la réalisation des contrôles et essais périodiques du réseau d'eaux pluviales. Les inspecteurs ont pu constater qu'un contrat avait été mis en place sur 6 ans pour l'inspection visuelle et l'entretien du réseau d'eaux pluviales. Ils ont examiné le dernier contrôle réalisé. Ce contrôle mentionne des écarts (regard non contrôlé ou non-existant sur les plans). Demande B2 : Je vous demande la mise en œuvre d'actions correctives concernant les écarts identifiés lors du contrôle du réseau d'eaux pluviales.
## C. Observations
C1. Les inspecteurs ont examiné le dossier de modification concernant la programmation automatique de démontage d'assemblages combustibles réalisé sur la ligne centre à la suite d'un évènement (nonrespect d'une consigne de criticité lors du démontage d'un assemblage combustible). La fiche de modification programme (FMP) correspondante ne trace pas les contrôles réalisés à la suite de la modification. Les inspecteurs vous invitent à formaliser par exemple sous forme de procès-verbal les contrôles réalisés lors des modifications de programmes.
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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, 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-2017-0398 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2018-005399 Orléans, le 31 janvier 2018 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité (CNPE) de SaintLaurent-des-Eaux B.P. 42 41220 SAINT LAURENT NOUAN
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Saint-Laurent A - INB n° 46 Inspection n° INSSN-OLS-2017-0398 du 11 janvier 2018 « Surveillance des prestataires »
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 11 janvier 2018 au sein de l'installation nucléaire de base n° 46 de Saint-Laurent A (SLA), en démantèlement, sur le thème « Surveillance des prestataires».
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 11 janvier 2018 portait sur le thème de la surveillance des prestataires. Après un point sur les principales activités du deuxième semestre de 2017 et une présentation de l'organisation générale de la structure déconstruction (SD) de SLA pour surveiller les activités confiées à des intervenants extérieurs, les inspecteurs ont demandé des précisions sur la liste, transmise au préalable, des fiches d'écarts ouvertes pendant les six derniers mois. Ils ont par la suite pris connaissance des activités en cours de réalisation, en focalisant leur examen sur la rénovation du circuit de protection incendie de l'installation (FEZ) et sur le traitement des déchets irradiants de la piscine d'entreposage de longue durée de la tranche 6 (réacteur A2).
La visite des installations s'est portée principalement sur la dalle réacteur et sur les locaux des piscines du réacteur A2. Les inspecteurs ont également passé en revue les zones d'entreposage du niveau 83,50 m. Ils se sont rendus en fin de visite dans le local des matériels de mesures (débitmètres, barboteurs tritium et carbone 14) de la cheminée du bâtiment principal du réacteur A2 (BPA2).
L'inspection s'est poursuivie par l'examen du suivi des actions de surveillance associées à certaines prestations et la consultation des évaluations qui en ont résulté.
Sur la base des éléments examinés, les inspecteurs considèrent que la surveillance des prestataires est organisée de manière satisfaisante. Les inspecteurs relèvent tout particulièrement les initiatives prises pour favoriser les visites des chantiers par les chargés de surveillance EDF et les points périodiques tenus avec les entreprises prestataires sur le bilan des constats faits lors de ces visites de surveillance. Ils notent également de manière favorable les actions de surveillance des phases de deshabilllage pour l'opération de retrait des déchets irradiants, activité à risque alpha.
Des écarts ponctuels ont été constatés lors de la visite des installations. Certains évènements relevés au travers de fiches d'écarts, concernant les domaines de la radioprotection et de l'environnement, nécessitent d'être réexaminés pour en confirmer la bonne caractérisation. Enfin, les dispositions de maîtrise du risque d'incendie pendant les opérations de rénovation des colonnes sèches des halls réacteurs doivent être précisées.
## A. Demandes D'Actions Correctives Traçabilité Des Rondes Après Fin De Travaux Par Point Chaud
Les inspecteurs ont examiné le programme de surveillance des activités de rénovation des colonnes sèches du réacteur A2, confiées à une entreprise prestataire. Ils ont plus particulièrement consulté les dispositions de maîtrise du risque d'incendie, pendant la période d'indisponibilité des colonnes sèches que nécessitent certaines phases de travaux.
Les actions que vous avez identifiées dans votre programme de surveillance comportent des vérifications du respect des prescriptions des permis de feu, la rénovation des colonnes sèches comportant des opérations de soudage.
Lors de leur visite des installations, les inspecteurs ont pu constater que les travaux associés à la rénovation avaient été lancés. De premières activités de soudage avaient été réalisées au niveau de la dalle réacteur A2 avant le passage des inspecteurs. Ces activités portaient sur l'installation de tuyauteries neuves, avant raccordement au réseau existant. Elles n'avaient donc pas nécessité de rendre indisponible les colonnes sèches.
Les inspecteurs ont quoi qu'il en soit contrôlé les mesures associées au permis de feu de l'activité. En consultant la documentation de chantier utilisée par l'entreprise prestataire, il a été constaté que le champ prévu pour marquer la réalisation de la ronde de surveillance une heure après la fin des travaux par point chaud n'était pas renseigné.
Les échanges avec le chargé de travaux lors de l'inspection suggèrent que ce défaut de traçabilité était lié à une incompréhension des modalités d'utilisation du document. Ceci étant, les inspecteurs ont noté, en prenant connaissance a posteriori de vos actions de surveillance, que le respect des disposions du permis feu avait déjà donné lieu à une visite d'un chargé de surveillance, sans que ce défaut n'ait été détecté.
Demande A1 : je vous demande de veiller au bon renseignement de la documentation opérationnelle par les entreprises pretataires concernant la réalisation des rondes de surveillance une heure après la fin des travaux par point chaud. Suivi des entreposages de l'installation Plusieurs zones du niveau 83,50 m du réacteur A2 sont réservées à des aires d'entreposage de matériels. Les inspecteurs ont consulté les fiches d'entreposage associées. Leurs contenus reprenaient dans l'ensemble les éléments effectivement observés sur place. Cependant des écarts ponctuels ont été relevés. Les inspecteurs ont ainsi successivement constaté sur une aire d'entreposage la présence non signalée sur la fiche d'un fût plastique de déchets à proximité de fûts métalliques vides, et celle d'un aspirateur de chantier, également non signalée, sur une aire voisine.
Demande A2 : je vous demande de renforcer le suivi des aires d'entreposage afin d'assurer la mise à jour rigoureuse de leurs fiches de suivi.
## Ecarts Répétés En Matière De Port De Dosimétrie
Trois évènements, portant sur des défauts dans les règles de port de la dosimétrie dans des zones réglementées, ayant été détectés entre septembre 2016 et mai 2017, font l'objet d'une fiche d'écart unique 2017-E-1410 ouverte le 21 décembre 2017. Il s'avère toutefois, à la lecture des documents d'analyse pris individuellement, que les trois évènements ne partagent pas les mêmes causes : l'entrée d'un intervenant sans dosimètre passif dans le local ADR, classé zone surveillée au moment de l'évènement de février 2017, ne semble pas pouvoir être rapprochée des oublis de dosimétrie aux vestiaires constatés en septembre 2016 puis en mai 2017.
Par ailleurs, la caractérisation de l'évènement du 30 mai 2017 (entrée d'un intervenant en ZC
sans dosimètre opérationnel sur Saint Laurent A) apparaît insuffisamment étayée, surtout au regard de la fiche de position nationale citée dans l'analyse d'évènement 2017/06/02. Elle précise en effet qu'*à partir du moment où l'intervenant commence son activité sans a minima son dosimètre électronique, un ESR 10* sera déclaré. Or le descriptif de l'évènement du 30 mai précise que « *l'intervenant a rejoint son chantier [situé* en Tr 05 à +83,50 m dans le local 0503, classé zone verte] directement et a débuté son activité de meulage ». La détection par un magasinier radioprotection de l'oubli d'un dosimètre opérationnel dans un vestiaire chaud n'est intervenue que plus tard.
Au-delà de la caractérisation de l'évènement du 30 mai 2017, il conviendra de tirer précisément le retour d'expérience de chacun des trois évènements.
Demande A3 : je vous demande de reprendre vos conclusions d'analyse de l'évènement du 30 mai 2017, que l'ASN considère comme redevable de la déclaration d'un évènement significatif au vu des éléments dont elle dispose.
Demande A4 : je vous demande de me communiquer les actions décidées à l'issue de chacun des trois évènements couverts par votre fiche d'écart 2017-E-1410 (le cas échéant au travers d'un compte rendu d'évènement significatif pour ce qui concerne l'évènement du 30 mai 2017).
## B. Demandes De Compléments D'Information Analyse Préalable Des Travaux De Rénovation Des Colonnes Sèches
Outre les dispositions concernant les permis de feu, faisant l'objet de la demande A1, le programme de surveillance des activités de rénovation des colonnes sèches comporte plusieurs actions relatives à la maîtrise du risque d'incendie. Il a cependant été précisé que le réseau de colonnes sèches des réacteurs A1 et A2 n'était pas classé en tant qu'élément important pour la sûreté, conformément aux conclusions de la démonstration de maîtrise du risque d'incendie de l'installation. A cet égard, l'activité n'a donc pas donné lieu à la rédaction d'un DTER (dossier technique d'évaluation des risques).
Les inspecteurs vous ont quoi qu'il en soit interrogé sur le détail des mesures compensatoires qui seront mises en œuvre pendant la période d'indisponibilité du réseau de colonnes sèches. Ils notent que les dispositions de conduite des installations, relatives par exemple à la conduite à tenir en cas d'indisponibilité des détecteurs incendie, ne semblent pas faire l'objet de renforcement particuliers.
Demande B1 : je vous demande de détailler l'ensemble des mesures compensatoires qui seront mises en œuvre pendant les activités de rénovation des colonnes sèches, s'agissant de la prévention, de la détection et de la limitation de l'aggravation et de la propagation d'un incendie qui n'aurait pas été maîtrisé.
S'agissant des périodes d'indisponibilité de l'alimentation, par les installations de Saint Laurent B, des colonnes sèches des réacteurs A1 et A2, il a été précisé pendant l'inspection que l'organisation des travaux devait permettre de limiter ces périodes aux heures ouvrées.
## Analyse D'Écarts Relatifs À La Surveillance Piezométrique De La Nappe Au Droit De Saint Laurent A
La fiche d'écart 2017-E-1366 fait référence à l'impossibilité de réaliser certains prélèvements de la nappe au droit de Saint Laurent A conformément à la procédure applicable, à hauteur de plusieurs piezomètres. Les prélèvements concernés sont normalement effectués trimestriellement.
Vous avez précisé en inspection que la caractérisation de l'écart était encore en cours. En l'absence d'éléments complémentaires, il relève de critères de déclaration (a minima en tant qu'évènement *intéressant* l'environnement) prévus par votre guide technique d'application de la directive DI 100 « Modalités de déclaration des évènements concernant l'environnement ».
La fiche fait état de plusieurs propositions d'actions permettant d'identifier l'origine de l'écart.
En revanche, elle ne précise pas si des mesures compensatoires ont été mises en œuvre (par exemple en procédant, si possible, à des prélèvements, pour les mêmes paramètres, sur des piezomètres voisins, en fonction des écoulements de la nappe).
Demande B2 : je vous demande d'achever la caractérisation de l'écart décrit dans la fiche 2017-E-1366, au regard des exigences de la décision n° 2015-DC-0499 du 19 février 2015.
Vous me communiquerez les résultats des propositions d'actions figurant dans la fiche
(avis de vos experts techniques sur la configuration des pièzomètres concernés au vu de la dernière mise à jour de l'étude hydrogéologique, résultat des contrôles visuels et éventuelles nouvelles opérations de décolmatage).
Vous préciserez les conclusions que vous tirez de ces actions pour corriger l'écart de manière pérenne, et définirez dans l'attente des mesures compensatoires.
Lors de leur passage en salle de conduite, les inspecteurs ont noté que les capteurs de détection d'incendie du local « salle arrière MEC » du réacteur A2 étaient signalés comme indisponibles par votre logiciel de supervision. Vos règles générales d'exploitation prévoient dans ce cas de figure une ronde périodique et un délai de remise en fonctionnement. Vous avez toutefois précisé que le local concerné était vide et n'était pas utilisé comme lieu d'entreposage.
Demande B3 : je vous demande de préciser les mesures qui seront prises pour rétablir une conformité stricte de votre installation au regard de votre référentiel applicable (plan d'installation des détecteurs incendie et règles générales d'exploitation).
## Programme De Surveillance Des Essais Périodiques
Les essais périodiques (EP) « d'exploitation » sont effectués par une entreprise prestataire dans le cadre du contrat multitechnique. Le programme de surveillance associée à cette prestation prévoit, sous le thème « rigueur d'exploitation », la réalisation d'un contrôle trimestriel portant sur la « bonne réalisation des EP : respect du planning des EP, bon remplissage du compte rendu, respect des consignes et des procédures des gammes ».
Les inspecteurs ont souhaité connaître le détail de la programmation des actions de surveillance des essais périodiques, et les dispositions éventuellement mises en œuvre pour permettre de couvrir de manière homogène l'ensemble du programme des essais périodiques prévus par vos règles générales d'exploitation.
Vous avez rappelé que l'ensemble des essais périodiques donnait lieu à un contrôle d'EDF, au moment de leur préparation, notamment au travers de la délivrance d'un régime d'autorisation de travail, puis au stade de leur validation. Ces actions de contrôles systématiques sont complétées par des visites de terrain auprès des prestataires, pendant la réalisation des essais périodiques.
Pour ces dernières, vous avez indiqué ne pas viser d'essais périodiques particuliers au stade de l'élaboration du programme de surveillance. Vous avez cependant précisé qu'une réflexion sur une programmation plus fine des actions de surveillance pour les essais périodiques avait été initiée. Les inspecteurs ont notamment appelé votre attention sur les dispositions à prendre pour que tous les essais périodiques, y compris ceux ayant une longue période de retour, soient bien surveillés.
Demande B4 : je vous demande de m'indiquer les mesures qui seront prises pour garantir une surveillance homogène des essais périodiques prévus par les règles générales d'exploitation. Vous préciserez en particulier comment vous vous assurez que les essais quinquennaux font bien l'objet d'une surveillance adaptée.
## C. Observations Planification Des Visites De Terrain
C1 - Vous avez introduit une planification hebdomadaire des visites des installations par les chargés de surveillance. Cette planification est accompagnée de la définition des thématiques de surveillance que vous considérez comme prioritaire au regard des constats faits lors des visites précédentes. Ces dispositions vous ont permis de dépasser les objectifs de nombre de jours de présence sur le terrain pour l'année 2017.
## Surveillance Des Deshabillages Pour Le Traitement Des Déchets Irradiants
C2 - Les inspecteurs relèvent de manière positive l'organisation mise en place pour la surveillance de l'opération de traitement des déchets irradiants de la piscine d'entreposage longue durée sur le réacteur A2, notamment en termes de contrôles systématiques par des agents EDF, qui ont la compétence requise, des opérations de deshabillage des intervenants.
## Suivi Du Programme De Surveillance Du Traitement Des Déchets Irradiants
C3 - Les inspecteurs ont contrôlé le suivi des actions de surveillance de l'opération de traitement des déchets irradiants, ainsi que les levées de réserves identifiées au moment de la levée des préalables, sans constater d'écart.
## Gestion Des Pièces De Rechange Des Matériels Importants Pour La Protection Des Intérêts
C4 - Vous avez indiqué être confronté à des problèmes d'approvisonnement de débitmètres nécessaires au respect de la surveillance de l'environnement. Ce risque doit être pris en compte et une stratégie spécifique d'approvisionnement pourrait être nécessaire.
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
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INSSN-CAE-2018-0216 | DIVISION DE CAEN
Caen, le 16 octobre 2018018 N/Réf. : CODEP-CAE-2018-050010 Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Paluel Inspection n° INSSN-CAE-2018-0216 du 18/01/2018 Troisième barrière de confinement statique et dynamique 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) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 18 janvier 2018 au CNPE de Paluel sur le thème de la troisième barrière de confinement 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 18 janvier 2018 a concerné le thème de la troisième barrière de confinement statique et dynamique des INB du Centre Nucléaire de Production d'Electricité (CNPE) de Paluel. Ce thème porte sur le confinement statique des bâtiments de l'îlot nucléaire dont fait notamment partie le bâtiment réacteur et le bâtiment des auxiliaires nucléaires et le confinement dynamique, complémentaire du confinement statique pour assurer la maîtrise du confinement en fonctionnement normal et en situation d'incident ou d'accident à caractère radiologique. Après un bref échange sur l'organisation du CNPE sur ce thème, les inspecteurs ont examiné les bilans de la fiabilité de trois systèmes de ventilation participant au confinement dynamique : le système relatif au confinement dynamique du bâtiment des combustibles nucléaires (DVK), le système de la ventilation de l'espace entre enceintes (EDE) du bâtiment réacteur et le système de la ventilation du bâtiment des auxiliaires nucléaires (DVN). Les inspecteurs ont complété leurs investigations par une visite des équipements de ces systèmes relatifs au réacteur de Paluel 3. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour assurer l'état et le bon fonctionnement de la troisième barrière de confinement statique et dynamique des INB du CNPE de Paluel apparaît satisfaisant. En particulier, l'exploitant devra compléter son organisation et ses modalités de contrôle technique sur le thème de la troisième barrière de confinement. En outre, les écarts techniques relevés sur plusieurs types de matériels devront être corrigés.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Organisation
L'article 2.4.2 de l'arrêté INB 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. 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. » En application de cet arrêté, le système de management intégré (SMI) mis en place sur le CNPE de Paluel intègre le management de la sûreté, de la sécurité, de l'environnement, de la radioprotection, ainsi que celui des autres domaines. Ce SMI comporte neufs macro-processus, dont le MP3 «Contrôler et améliorer la sûreté » qui doit être précisé dans une note de management. Des exigences de sûreté suivantes y sont définies :
- « SUR 0020A - L'organisation de la sûreté est définie (missions, responsabilité, délégations) et les responsables assurent la prise en compte des exigences, des référentiels de sûreté et des prescriptions internes (…) ;
- « PIL 370A - Les personnes en charge de la vérification sont clairement identifiées, compétentes et indépendantes des personnes chargées de l'accomplissement de l'activité dont on surveille la qualité. »
Les inspecteurs ont demandé aux personnes rencontrées, la note d'organisation relative au thème de la troisième barrière de confinement statique et dynamique. En l'absence de document d'organisation relatif spécifiquement au confinement, l'exploitant a présenté oralement les pratiques en vigueur à d'autres fins sur le CNPE et réparties dans de nombreux métiers, telles que, notamment : l'organisation relative aux tranches en marche, l'organisation des arrêts de tranche, la protection incendie où est rattachée la sectorisation des secteurs de feu participant à la troisième barrière de confinement statique, les pratiques de fiabilité issues de la méthode AP913 (Advanced Process 913). Je vous demande de réaliser une revue des dispositions en vigueur pour ce qui concerne le thème de la troisième barrière de confinement statique et dynamique, en adéquation avec les exigences de votre SMI et les dispositions de l'arrêté en référence [2]. Vous me transmettrez cette revue en y indiquant les éventuelles améliorations retenues en termes d'organisation.
## A.2 Suite De L'Inspection Précédente Sur La 3Ème Barrière De Confinement
Les inspecteurs ont noté qu'il y a toujours une difficulté de « maintien en eau d'une centaine de siphons de sol », malgré que cette difficulté a déjà fait l'objet de trois demandes d'actions correctives regroupées au paragraphe A1 de la lettre de l'ASN du 5 mai 2015 de suite à l'inspection du 14 avril 2015 et de votre réponse du 30 juin 2015. Votre réponse précisait : « Nous vous confirmons que les trois points identifiés suite à votre visite ont été pris en compte et traités, en collaboration avec notre prestataire en charge de la maintenance des siphons de sol », sans autre action prévue de votre part. Je vous demande de compléter les dispositions prises pour remédier à la difficulté récurrente de maintien en eau d'une centaine de siphons de sol sur les installations du CNPE de Paluel. Vous
## M'Indiquerez En Particulier Votre Planification D'Actions De Réparation Ou De Modification De Ces Siphons De Sol Dont Le Maintien En Eau Est Difficile.
En complément, vous me transmettrez une information de votre action corrective quant à la surveillance du thème de la troisième barrière de confinement statique et dynamique dont l'objectif sera de ne pas renouveler de constat récurrent.
## A.3 Visite Des Installations Du Réacteur De Paluel 3
Caractérisées par photos prises par vos services à la demande des inspecteurs lors de leur visite des installations du réacteur de Paluel 3, les observations ponctuelles suivantes ont été faites par les inspecteurs :
1) Au niveau 17 m du BAN1, les parties inférieures des trois files des gaines situées du côté de l'aspiration de l'air extérieur du système DVN2 sont agressées par un phénomène de corrosion active significative. Sous le réchauffeur 3DVN12RE, un percement a d'ailleurs été identifié par l'étiquette de la demande de travaux no DT 67339 du 16 janvier 2014 non traitée ;
2) Dans le volume commun des salles 3NA1025 et 3NA1026 du BAN, une partie de la tuyauterie d'eau froide située entre les vannes 3DVN45VN et 46VN présente une corrosion active notable notamment au niveau des brides de ces vannes ; en l'absence de remise en état, un risque d'inondation pourrait survenir dans ces salles ;
3) Dans le volume commun des salles 3NA1025 et 3NA1026 du BAN, une petite partie d'une jonction de la gaine circulaire du circuit de la ventilation DVN présente une trace d'inétanchéité. Cette jonction est située en aval de l'échangeur de réfrigération 3DVN061RF ;
4) Les courroies du ventilateur 3DVN041ZV, vues par le hublot de la porte 3HNA0007, apparaissent détendues ;
5) Plusieurs portes participant au confinement statique présentent une dégradation notable de leur joint en élastomère de cloche d'équilibrage de pression ; par exemple : porte d'accès au plénum d'arrivée d'air 3HNA0001PD, porte du sas 3EPP002ZS
6) Le ventilateur 3DVN132ZV, en fonctionnement, a une fuite d'huile projetée dans la salle et sur le hublot de sa porte ;
7) Le ventilateur 3DVN131ZV, en fonctionnement, présente des courroies détendues en vibration apparemment anormale ;
8) Les voies A et B des salles des équipements de filtration du circuit de la ventilation de l'espace entre enceintes du bâtiment réacteur (système EDE) ont, depuis l'origine, chacune, une assez grande trémie non sectorisée dans le génie civil en communication avec un espace commun. Ces trémies sont distantes de moins de trois mètres, susceptible de remettre en cause le principe de la protection contre l'incendie de séparation de voies redondantes.
Je vous demande d'investiguer les huit observations ci-dessus faites lors de la visite des inspecteurs dans les bâtiments du réacteur de Paluel 3 en vue d'éventuelles actions correctives ou préventives à réaliser.
## B Compléments D'Information
B.1 Mesures de perte de charge des filtres de soufflage de la ventilation du bâtiment des auxiliaires nucléaires Lors de la visite des inspecteurs dans les installations du réacteur de Paluel 3, il a été observé sur chacun des trois caissons des trois files de filtres de soufflage de la ventilation DVN du bâtiment des auxiliaires nucléaires, l'existence d'un moyen de mesure de perte de charge non identifié et indiquant une valeur à zéro, sans renseignement complémentaire à ce sujet. Par ailleurs, les mesures indiquant des valeurs de pertes de charges non nulles sont repérées de façon provisoire par une flèche au feutre bleu, sous les repères des équipements de mesure. Je vous demande de m'indiquer votre analyse de ces deux observations et la conclusion que vous en tirez quant à une éventuelle action d'amélioration, du point de vue de l'ergonomie de la surveillance du colmatage des filtres de soufflage DVN.
## B.2 Etat Des Réchauffeurs De Systèmes De Ventilation
Votre synthèse de votre revue réalisée en 2016 sur la 3ème barrière de confinement, fait un point sur un phénomène de colmatage des batteries de préchauffage des systèmes de ventilation DVK, DVN et DVS. Selon les personnes rencontrées, ce phénomène de colmatage aurait été initié à la suite d'une modification datant des années 2009 à 2012 modifiant la conception du revêtement des parois des réchauffeurs de ces systèmes utilisés sur le palier P4 dont fait partie le CNPE de Paluel. Vous estimez qu'au plus tard en 2020, il y a une nécessité de remplacement des batteries de préchauffage par des batteries neuves dotées d'un revêtement résistant aux conditions fonctionnelles, dont de haute température, dont le dossier est en instruction au sein de votre ingénierie. Dans l'attente d'une remise à niveau des systèmes de préchauffage de ces systèmes de ventilation, des nettoyages à l'eau sous pression sont périodiquement réalisés à la brosse, à l'air comprimé ou à l'eau sous pression, malgré diverses problématiques qui contrarient l'efficacité des méthodes employées et de nature à influer négativement sur la troisième barrière du confinement dynamique. Je vous demande de me fournir :
- une analyse de l'impact de l'actuel phénomène de colmatage des batteries de préchauffage des systèmes de ventilation DVK, DVN et DVS du CNPE de Paluel ;
- un engagement de la remise à niveau annoncé aux inspecteurs « au plus tard en 2020 »,
par une nécessité de remplacement des batteries de préchauffage par des batteries neuves dotées d'un revêtement résistant aux conditions fonctionnelles.
## 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.
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.
La chef de division, Signé par Hélène HERON |
INSSN-STR-2017-0078 | DIVISION DE STRASBOURG
Strasbourg, le 26 mars 2018
# N° Réf : Codep-Str-2018-015809 N/Réf. Dossier : Inssn-Str-2017-0078
Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom BP n°41 57570 CATTENOM
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base EDF - CNPE de CATTENOM Inspection des 3 et 4 octobre 2017 Thème : inspection renforcée sur le thème de la radioprotection 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 3 et 4 octobre 2017 au centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom sur le thème « radioprotection ». 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 3 et 4 octobre 2017 portait sur le thème de la radioprotection. Cette inspection s'inscrivait dans le cadre d'une action concertée de trois inspections menées sur les sites nucléaires d'EDF de la région Grand Est
(Chooz, Nogent, Cattenom) par une équipe d'une dizaine d'inspecteurs issus des directions et des divisions territoriales de l'ASN, accompagnée d'experts de l'IRSN.
Trois équipes d'inspection ont ainsi examiné par sondage (en salle et sur le terrain) les thématiques suivantes :
a. l'organisation et le management de la radioprotection ; b. la maîtrise des chantiers et l'application de la démarche ALARA1; c. le processus de retour d'expérience lié à la radioprotection ;
d. la signalisation des points chauds, des zones surveillées et contrôlées et la propreté radiologique de l'installation ;
e. la gestion des sources radioactives ;
f. la mise en œuvre des contrôles gammagraphiques.
Les inspecteurs ont ainsi abordé les aspects liés à l'organisation générale du site et du service prévention des risques, les actions de contrôle périodique et de surveillance, le processus d'optimisation de la dosimétrie des intervenants et sa mise en œuvre, la prise en compte du retour d'expérience, la prise en charge des agents contaminés et l'évaluation des doses à la peau, les dispositions prises pour la gestion des sources radioactives, la maîtrise des chantiers et du zonage radiologique de l'installation.
À la suite de l'inspection, les inspecteurs soulignent positivement les progrès accomplis par le CNPE pour le pilotage de la radioprotection ainsi que la qualité des audits et vérifications réalisés par le service sûreté - qualité (SSQ) dans le cadre de la mise en œuvre de la directive interne n°122 « noyau dur de vérification des CNPE ». Pour autant, il apparaît au travers de l'inspection deux axes importants devant faire l'objet d'une amélioration :
- La prise en charge des agents contaminés doit faire l'objet d'une attention particulière de la part du CNPE. Il vous appartient ainsi de garantir la prise en charge rapide et pertinente des personnes contaminées et de garantir que l'évaluation des doses à la peau est correctement effectuée. Une amélioration sensible et à court terme est attendue en la matière ;
- La mise en œuvre du processus d'optimisation de la radioprotection lors de la préparation et de la réalisation des activités de maintenance est perfectible et nécessite d'être renforcée. Plusieurs situations non satisfaisantes ont été notées et démontrent que votre organisation n'est pas suffisamment robuste sur ce sujet et que parfois les analyses d'optimisation ne sont pas suffisamment approfondies eu égard à l'enjeu dosimétrique des chantiers.
Par ailleurs, concernant la maîtrise des chantiers et du zonage radiologique de l'installation, si les contrôles n'ont pas révélé d'anomalie majeure dans la mise en œuvre sur le terrain de l'organisation du site concernant la radioprotection, plusieurs écarts ont été relevés dans l'application des dispositions générales de radioprotection concernant notamment les dispositions propres à réduire les risques de dispersion de la contamination.
Enfin, concernant les contrôles périodiques en radioprotection et le suivi des sources détenues, des défauts de traçabilité ou d'application de vos référentiels ont été notés et nécessitent la mise en place d'actions correctives.
## A. Demandes D'Actions Correctives 1/Prise En Charge Des Intervenants Détectés Contaminés
Les inspecteurs ont fait procéder à un exercice de prise en charge de deux intervenants détectés contaminés au niveau du portique de contrôle de contamination situé à la sortie du bâtiment de traitement des effluents (BTE).
Les inspecteurs ont relevé de nombreuses lacunes lors de cet exercice. Celles-ci relèvent pour l'essentiel de problèmes organisationnels. Ainsi les inspecteurs ont observé que le local dédié à la prise en charge des contaminés ne contenait pas le matériel nécessaire (surchaussure, tenue papier, cagoule, lingette, contaminamètre…). Aucune procédure de prise en charge d'un intervenant contaminé n'est présente dans ce local et les clés de celui-ci n'étaient pas à disposition immédiate de l'agent ayant la charge de la décontamination.
Par ailleurs, les inspecteurs notent le cas d'une personne contaminée dont le délai de prise en charge a été relativement long (supérieur à 30 minutes).
Enfin, les inspecteurs ont constaté que dans le local WA0804 du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), la procédure présente était différente de celle transmise aux inspecteurs en préalable à l'inspection. Les inspecteurs se sont interrogés sur l'ergonomie de la procédure affichée dans le BAN qui semblait beaucoup moins simple à utiliser que celle en possession des inspecteurs qui se présentait sous forme de synoptique.
Demande n°A1 : Je vous demande en application de l'article L. 4121-1 du code du travail de mettre en œuvre une organisation qui permette de disposer des moyens nécessaires à la prise en charge des agents contaminés.
Lors de cet exercice, plusieurs décisions prises par l'agent en charge de la décontamination, observées par les inspecteurs ont soulevé des questions sur la maîtrise des exigences dans le domaine de la radioprotection. Ainsi, cet agent n'a pas prévenu le service compétent en radioprotection pour une contamination corporelle au niveau du visage dépassant le seuil haut. Par ailleurs, un lavage de main a été demandé sur une contamination supérieure au seuil haut alors que les procédures prévoient que dans ce cas la particule soit récupérée pour analyse et comptabilisation éventuelle d'une dosimétrie à la peau. Demande n°A2 : Je vous demande en application des articles L. 4121-1 et L. 4121-2 du code du travail de vous assurer que les personnels amenés à prendre en charge les agents contaminés disposent bien des instructions et des compétences suffisantes.
Demande n°A3 : Afin de procéder à une évaluation dosimétrique, je vous demande de veiller à la récupération systématique des particules en cas de contamination seuil haut.
## Comptabilisation De La Dosimétrie À La Peau
Dans les cas de contamination à la peau supérieure au seuil haut, votre référentiel prévoit qu'une évaluation de la dosimétrie soit réalisée. Par la suite, cette évaluation de la dose à la peau peut faire l'objet d'une comptabilisation.
Or, les inspecteurs ont constaté au vu de la liste des déclenchements au portique C2 que la plupart des déclenchements de ce type ne font jamais l'objet d'une évaluation de la dosimétrie.
L'article R. 4451-88 du code du travail prévoit que « Le médecin du travail constitue et tient, pour chaque travailleur exposé, un dossier individuel contenant :
[…] Les dates et les résultats du suivi dosimétrique de l'exposition individuelle aux rayonnements ionisants, les doses efficaces reçues ainsi que les dates des expositions normales et les doses reçues au cours de ces expositions ».
L'article R.4451-64 du code du travail prévoit que « les mesures ou les calculs de l'exposition externe ou interne […] sont réalisés par l'un des organismes suivants :
1° L'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire ;
2° Un service de santé au travail titulaire d'un certificat d'accréditation ;
3° Un organisme ou un laboratoire d'analyses de biologie médicale titulaire d'un certificat d'accréditation et agréé par l'Autorité de sûreté nucléaire. »
Demande n°A4 : Je vous demande de respecter votre référentiel visant à engager une évaluation dosimétrique en cas de contaminations corporelles seuil haut en lien avec votre service de santé au travail. Sur la base des contaminations corporelles seuil haut survenues lors des 12 derniers mois, je vous demande de m'informer des raisons pour lesquelles une seule évaluation de la dosimétrie à la peau a été effectuée.
## 2/Optimisation De L'Exposition Dosimétrique Analyse D'Optimisation De La Radioprotection Des Travailleurs
L'article L. 1333-8 du code de la santé publique précise que « la personne responsable d'une activité mentionnée à l'article L.1333-1 met en œuvre les mesures de protection et d'information des personnes susceptibles d'être exposées aux rayonnements ionisants rendues nécessaires par la nature et l'importance du risque encouru. Ces mesures comprennent l'estimation des quantités de rayonnement émis ou des doses reçues, leur contrôle ainsi que leur évaluation périodique. »
L'article R. 4451-10 du code du travail dispose que « les expositions professionnelles individuelles et collectives aux rayonnements ionisants sont maintenues en deçà des limites prescrites par les dispositions du présent chapitre au niveau le plus faible qu'il est raisonnablement possible d'atteindre. »
Ces dispositions ont été déclinées par EDF dans le référentiel interne de radioprotection en référence [1]. Dans le cas d'opérations à enjeu radiologique fort, ce référentiel prévoit qu'« une analyse d'optimisation approfondie, élaborée sous la responsabilité du service compétent en radioprotection, en collaboration avec le métier, permet d'identifier les éléments contribuant à la dose et les moyens de la réduire. L'origine des débits de dose est précisée, les actions de radioprotection sont identifiées et leurs performances quantifiées.
Le caractère approfondi de l'analyse d'optimisation se démontre par la mise en évidence de l'avantage d'un scénario de réalisation décrit précisément et comparé autant que possible à des scénarios alternatifs. La démonstration prend en compte, le cas échéant, les aspects sûreté, sécurité, économie, technique, environnement, déchets... L'ensemble de l'analyse est formalisé. […] Pour les activités conçues par un CNPE, l'analyse d'optimisation et les évaluations de doses prévisionnelles optimisées sont validées au sein du CNPE, suivant leur niveau d'enjeu radiologique, par […], une instance radioprotection décisionnelle de niveau Direction (comité ALARA ou équivalent) pour les activités à enjeu radiologique fort. »
Les inspecteurs ont consulté les analyses de risques et les comptes rendus des comités ALARA des opérations suivantes :
- nettoyage préventif des générateurs de vapeur (NPGV) du réacteur n°4 ;
- assainissement des bâches 0 TEU 031 et 032 BA ;
- activités de logistique lors du dernier arrêt du réacteur n°2 en 2017.
Pour ces chantiers, les inspecteurs ont constaté au travers des comptes rendus du comité ALARA que l'analyse d'optimisation des doses était insuffisamment approfondie et qu'il n'y avait pas de comparaison entre un scénario initial et un scénario optimisé prenant en compte la mise en œuvre de mesures complémentaires de radioprotection.
Concernant l'activité de NPGV, les inspecteurs ont noté que s'il n'y a pas eu d'analyse spécifique réalisée par le CNPE, ces éléments existaient au travers des notes proposées par l'ingénierie nationale d'EDF et qu'ils sont satisfaisants.
Concernant le chantier d'assainissement des bâches 0 TEU 031 et 032 BA, dont c'était la première réalisation sur site, les inspecteurs ont noté que certaines dispositions d'optimisation n'étaient pas justifiées ou n'étaient pas abordées lors de la réunion du comité ALARA (protocole d'évacuation des déchets irradiants, quantité et nature des matelas de plomb à utiliser, phasage du chantier). L'évaluation dosimétrique prévisionnelle (EDP) de ce chantier a été dépassée à l'issue du nettoyage de la première bâche, ce qui a conduit à son arrêt. Les inspecteurs considèrent qu'un suivi adéquat de ce chantier aurait dû permettre d'identifier très en amont que les conditions de l'intervention ne correspondaient pas à celles validées lors du comité ALARA (débit de dose plus important, contraintes logistiques non identifiées, intégration de la dose par les intervenants plus rapide que prévue...). En tout état de cause, les inspecteurs considèrent que ce chantier aurait dû être arrêté avant le dépassement de l'EDP. Ainsi, les mesures d'optimisations décidées lors du second passage en comité ALARA de ce chantier (doublement des protections biologiques, limitation du nombre de fûts de déchets, plombage des fûts de déchets) auraient pu bénéficier à l'ensemble du chantier et donc réduire significativement la dose intégrée par les intervenants. Suite à une demande de l'ASN à l'issue de l'inspection, les insuffisances liées à la préparation de ce chantier, du point de vue de la radioprotection, ont fait l'objet d'une caractérisation et d'une déclaration d'un évènement significatif.
Concernant les activités de logistique réalisées au cours du dernier arrêt du réacteur n°2 en 2017, les inspecteurs ont constaté que l'une des dispositions retenues lors du comité ALARA n'a pas été mise en œuvre. Ainsi la coque béton qui devait être disponible pour évacuer la crépine à l'issue des travaux en fond de piscine était pleine au moment de l'évacuation de ce déchet. Par la suite, un moyen palliatif a été mis en œuvre de façon inappropriée, ce qui a conduit à la contamination interne de deux intervenants présents sur le chantier.
Les inspecteurs considèrent ainsi que cette activité a été mise en œuvre sans prise en compte exhaustive de l'analyse de radioprotection, du fait de la non disponibilité de la coque béton pour évacuer la crépine et sans analyse de radioprotection formalisée, du fait de la non prise en compte des risques inhérents à la mise en œuvre du moyen palliatif. L'ASN considère que ces écarts sont redevables d'un évènement significatif pour la radioprotection selon le critère 4 du guide ASN de déclaration des évènements significatifs.
Demande n°A5 : Je vous demande de déclarer un évènement significatif pour la radioprotection suivant le critère n° 4 du guide de l'Autorité de sûreté nucléaire du 21 octobre 2005 concernant l'écart mentionné ci-dessus.
Demande n°A6 : Je vous demande de :
− renforcer la profondeur de l'analyse d'optimisation des chantiers ;
− veiller à la validation par les comités ALARA des mesures de protection et d'optimisation et à leur formalisation dans les comptes rendus de ces comités ;
− vous assurer de la mise en œuvre des décisions prises en comité ALARA ;
− vous assurer de la complétude de la vérification des dispositions de radioprotection des chantiers, notamment pour les chantiers à enjeu radiologique fort.
Concernant les demandes ci-dessus, je vous invite à m'apporter les réponses sous forme d'un plan d'actions visant plus globalement à améliorer la robustesse et la prise en compte du processus d'optimisation dosimétrique des chantiers sur le site de Cattenom.
## 3/Maîtrise De La Propreté Radiologique
Contrôles des zones attenantes aux zones contrôlées et zones surveillées (ZS et ZC) L'alinéa 1 de l'article 5 de l'arrêté en référence [2] dispose que : « le chef d'établissement vérifie, dans les bâtiments, locaux ou aires attenants aux zones surveillées ou contrôlées que la dose efficace susceptible d'être reçue par un travailleur reste inférieure à 0,080 mSv par mois. Lorsqu'un risque de contamination existe dans les zones surveillées ou contrôlées, il vérifie également, en tant que de besoin, l'état de propreté radiologique des zones attenantes à celles-ci. »
Cette disposition réglementaire est déclinée :
- au §11.2.3 de la note en référence [3] qui demande notamment un contrôle général des armoires après un arrêt de réacteur,
- au §3.1 de la note en référence [4] qui demande que la partie de la voirie susceptible de voir circuler du matériel contaminé est contrôlée chaque année.
Les inspecteurs ont constaté que le contrôle général des vestiaires du réacteur n°4 et de l'ensemble des voiries n'était pas mis en œuvre de façon exhaustive ou ne faisait pas l'objet d'une traçabilité vous permettant de vous assurer de leur réalisation.
Demande n°A7 : Je vous demande, comme prescrit par l'article 5 de l'arrêté en référence [2] et par vos référentiels en référence [3] et [4], de vous assurer de la mise en œuvre exhaustive des contrôles de propreté demandés. Vous m'indiquerez les dispositions retenues.
## Barrière Everest
Conformément aux dispositions de votre référentiel interne, qui décline les prescriptions définies à l'article 23 de l'arrêté du 15 mai 2006 en référence [2] permettant de déroger aux mesures prévues au II de l'article précité, les barrières EVEREST2 doivent disposer :
- « De l'ensemble des surtenues obligatoires pour accéder à la zone contaminée ou très contaminée,
- De réceptacles pour les surtenues (revêtues lors de l'accès) en sortie de la zone contaminée ou très contaminée, - D'un dispositif pour s'asseoir,
- De tapis piégeants,
- D'une signalétique rappelant les conditions d'accès à la zone en termes d'habillage et les modalités de déshabillage, les contrôles à réaliser et les consignes à respecter en cas de contamination,
- D'appareils de détection si le bruit de fond le permet. Si le bruit de fond est trop important au niveau de la barrière, le contrôle peut être déporté dans la zone la plus proche où le bruit de fond est compatible avec la mesure à réaliser. Un affichage des modalités à respecter pour rejoindre le poste déporté de contrôle radiologique est mis en place au niveau de la zone de déshabillage. La zone de passage entre la barrière et le lieu de contrôle doit faire l'objet d'un contrôle radiologique périodique ».
Lors de l'inspection il a été constaté, au niveau 0 m du bâtiment combustible et au niveau du local AN 0528 du BTE, la présence de barrière EVEREST ne respectant pas l'intégralité du requis de votre référentiel (absence de dispositifs pour s'asseoir, l'absence de poubelle, ou la présence d'un seul sac ne permettant pas le tri entre les lavables et les consommables, mauvais positionnement d'un tapis piégeant).
Demande n°A8 : Je vous demande de veiller à la conformité des barrières EVEREST vis-à-vis des dispositions prévues par votre référentiel [5] de manière à prévenir la dissémination de contamination radioactive. Vous m'indiquerez les actions engagées visant à renforcer le contrôle de la conformité des barrières EVEREST.
## Sas De Confinement - Confinement Dynamique Direct
Votre prestataire utilise le mode opératoire en référence [6] pour la mise en œuvre d'un confinement statique ou dynamique. Ces confinements sont mis en place sur les chantiers à risque de contamination. Pour le confinement dynamique, ce mode opératoire demande de positionner l'embout de la gaine d'aspiration du déprimogène à 50 cm au-dessus du robinet. Votre note technique en référence [7] précise quant à elle un positionnement à 20 cm environ de la zone d'ouverture du circuit de confinement.
Vos services centraux ont établi un guide en référence [8] pour la mise en œuvre du confinement des chantiers en zone contrôlée. Ce guide précise dans un tableau les distances maximales d'efficacité d'aspiration selon le débit d'air du déprimogène et le diamètre de la gaine d'aspiration. Ces calculs sont issus du guide INRS ED 695 intitulé
« guide pratique de ventilation ».
Les inspecteurs ont constaté que ni la procédure de votre prestataire, ni votre note technique ne permettaient de respecter les critères du guide établi par vos services centraux.
Demande n°A9 : Je vous demande de modifier votre organisation afin de respecter les critères établis par le guide en référence [8]. A défaut, vous justifierez votre position vis-à-vis du risque de contamination interne des intervenants.
## Ventilation
La décision 2015-DC-0508 du 21 avril 2015 [15] relative à l'étude sur la gestion des déchets, homologuée par l'arrêté du 1er juillet 2015, précise au chapitre 3.4.1 que la délimitation entre les zones à production possible de déchets nucléaires et les zones à déchets conventionnels repose en priorité sur des barrières physiques pour prévenir les transferts de contamination et l'activation des matériaux. En cas de discontinuité de ces barrières physiques, des mesures compensatoires permettant de prévenir les transferts de contamination et de limiter l'activation sont mises en place. Les inspecteurs ont constaté que le flux d'air allait d'un local classé zone à production possible de déchets nucléaires (AN0512) vers un local classé en zone à déchets conventionnels (AN0519) au niveau des locaux SUT.
Ceci ne permet pas un confinement dynamique de la contamination dans la zone concernée. Demande n°A.10 : Je vous demande de prendre les dispositions rétablissant le bon sens de dépression entre la zone à production possible de déchets nucléaires et la zone à déchets conventionnels cités cidessus afin de garantir un confinement optimal de la contamination et ainsi limiter ce risque de dissémination de la contamination radioactive vis-à-vis des travailleurs.
## 4/Autres Demandes Entreposage De Déchets
L'article 6.2 de l'arrêté du 7 février 2012 modifié [9] dispose que « l'exploitant définit la liste et les caractéristiques des zones d'entreposage des déchets produits dans son installation » et est tenu « d'apposer un étiquetage approprié sur les emballages ou les contenants » Lors des visites de terrain, les inspecteurs ont constaté plusieurs zones de stockage non répertoriées et ne disposant pas d'un affichage conforme à votre référentiel :
Dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires :
- local NB467 : entreposage de fûts PEHD contenant des boues radioactives sans fiche d'entreposage ; - local NA049 : entreposage de fûts vides et d'un conteneur SAFRAP contenant des effluents identifiés comme provenant des opérations de nettoyage préventif des générateurs de vapeur. La zone d'entreposage n'était pas balisée, ne disposait pas de fiche d'entreposage et le conteneur SAFRAP ne disposait pas de bac de rétention ;
- local NB407 : entreposage de fûts vide et d'un conteneur SAFRAP contenant des effluents identifiés comme provenant des opérations de nettoyage préventif des générateurs de vapeur. La zone d'entreposage n'était pas balisée, ne disposait pas de fiche d'entreposage et le conteneur SAFRAP ne disposait pas de bac de rétention.
Dans le bâtiment de traitement des effluents : au niveau du plancher filtre (local QB913), présence d'une zone d'entreposage de fûts PEHD non prévue par votre référentiel, située derrière des matelas de plomb en zone très contaminée. Cette zone d'entreposage ne disposait d'aucune fiche d'entreposage ni d'un étiquetage approprié des fûts.
Demande n°A11 : Je vous demande de remédier aux écarts cités ci-dessus. Dans le cas où ces zones d'entreposage seraient intégrées à vos notes d'exploitation, vous veillerez à y inclure une analyse des
## Risques Ainsi Engendrés. Contrôles Techniques De Radioprotection
« Article R. 4451-29 du code du travail - L'employeur procède ou fait procéder à un contrôle technique de radioprotection des sources et des appareils émetteurs de rayonnements ionisants, des dispositifs de protection et d'alarme ainsi que des instruments de mesure utilisés. »
« Article R. 4451-30 du code du travail − Afin de permettre l'évaluation de l'exposition externe et interne des travailleurs, l'employeur procède ou fait procéder à des contrôles techniques d'ambiance. […] »
« Article R. 4451-32 du code du travail − Indépendamment des contrôles réalisés en application de l'article R. 4451-31, l'employeur fait procéder périodiquement, par un organisme agréé mentionné à l'article R. 1333-95 du code de la santé publique ou par l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire, aux contrôles des sources et des appareils émetteurs de rayonnements ionisants mentionnés au 4° de l'article R. 4451-29 et aux contrôles d'ambiance mentionnés à l'article R. 4451-30. »
Les inspecteurs ont constaté que les contrôles techniques de 2017 visés à l'article R. 4451-32 du code du travail avaient été effectués pour les appareils à rayons X suivants : 61034P06 ; 61034P07 ; 61034P08 et 6122217. Cependant, les rapports de contrôle des trois appareils 6151049, 6124001 et 513203 n'ont pas pu être présentés aux inspecteurs.
Par ailleurs, suite à une demande de l'ASN de transmission de documents relatifs aux contrôles internes et externes en lien avec la décision en référence [10] en amont de l'inspection, vous avez constaté votre incapacité à fournir certains de ces documents relatifs aux contrôles internes pour l'année 2016. Ce point a fait l'objet d'une déclaration d'évènement significatif en radioprotection à l'ASN.
Demande n°A12 : J'ai bien pris note des actions correctives figurant dans le compte rendu d'évènement significatif que vous nous avez transmis. Afin de vérifier la robustesse des actions mises en place, je vous demande d'effectuer un audit de vérification fin 2018 sur le sujet de la traçabilité et de la bonne réalisation de l'ensemble des contrôles internes et externes prévus par le code du travail, incluant aussi la bonne tenue de l'inventaire des sources détenues, prévue à l'article R. 1333-50 du code de la santé.
Vous me transmettrez le compte rendu des conclusions de cet audit.
## Plans De Prévention Établis Avec Les Entreprises De Prestation Pour Les Contrôles Non Destructifs
L'article R. 4512-8 du code du travail spécifie que le plan de prévention doit définir « les phases d'activités dangereuses et les moyens de prévention spécifiques correspondants […] les instructions à donner aux travailleurs […] les conditions de la participation des travailleurs d'une entreprise aux travaux réalisés par une autre en vue d'assurer la coordination nécessaire au maintien de la sécurité et, notamment, de l'organisation du commandement. »
Les inspecteurs ont réalisé une vérification des plans de prévention établis avec des entreprises extérieures pour la réalisation de contrôles non-destructifs. Ils ont noté que deux plans de prévention (DOC 08-FIP SST CSI et DOC 04-FIP SST-CTE) ne mentionnaient pas les actions à entreprendre dans le cas d'un blocage du portesource d'un appareil de radiographie.
Demande n°A13 : Je vous demande de prendre en compte dans les plans de prévention établis avec les entreprises extérieures réalisant les contrôles non destructifs, les potentielles situations incidentelles et les actions à mettre en place pour en limiter les conséquences.
## Gestion Des Locaux D'Entreposage Des Sources
L'inspection des locaux d'entreposage des sources radioactives a mis en évidence les écarts suivants :
Pour le local sources principal :
- présence d'un sac non identifié contenant des déchets radioactifs ;
- présence de trois ensembles de tiroirs de bureau sans utilité dans le local ; - présence d'un banc de mesure de rayonnements ionisants permettant de vérifier les appareils de radioprotection du type radiamètre. Ce banc contient une source scellée de césium 137. Qu'il soit utilisé ou non la signalisation du local reste celle d'une zone contrôlée verte alors que la quantité de rayonnements ionisants émise devrait requérir un classement en zone jaune ;
- présence dans le casier n° 14 d'un appareil de gammagraphie munie d'une source de sélénium 75 et d'un collimateur en uranium appauvri appartenant à une entreprise extérieure pour la réalisation de contrôles gammagraphiques. Votre personnel n'a pas été en mesure de préciser l'historique de cet entreposage ni l'éventuelle utilisation programmée du projecteur et de sa source ;
- la conformité du degré coupe-feu de la porte d'accès au local n'a pas été confirmée et l'analyse de risque démontrant la suffisance du degré coupe-feu retenu pour le local muni de l'ensemble des sources radioactives n'a pas été apportée.
Pour le local transit secondaire T3 :
- présence d'un banc de mesures de rayonnements ionisants permettant de vérifier les appareils de radioprotection du type radiamètre ; ce banc contient une source scellée de césium 137. Qu'il soit utilisé ou non, la signalisation du local reste celle d'une zone contrôlée verte alors que la quantité de rayonnements ionisants émise devrait requérir un classement en zone jaune.
Pour le laboratoire effluents :
- présence de zones au sol du laboratoire abimées, les rendant non facilement décontaminables.
Pour les armoires entreposant les détecteurs incendie au magasin général :
- présence de deux armoires non fixées au sol entraînant un risque important de basculement.
Demande n°A14.1 : Je vous demande de remédier aux points ci-dessus. Vous m'informerez du degré coupe-feu de la porte du local sources principal et me transmettrez votre analyse des postes de travail et le zonage associé aux bancs de mesures.
Demande n°A14.2 : Je vous demande de me préciser l'historique de l'entreposage du projecteur contenant une source de sélénium 75 ainsi que les éventuelles dates des chantiers prévus postérieurement à l'inspection et ayant nécessité la détention de cet appareil. Par ailleurs, je vous demande de me fournir les conditions définies avec votre prestataire encadrant cette détention.
## Mise En Œuvre De La Surveillance Des Activités
La surveillance des activités sous-traitées dont le service prévention des risques à la charge est mise en œuvre dans le cadre du référentiel interne DI 116 [11] et du manuel en référence [12]. Ce référentiel prévoit, en amont des activités de surveillance, la rédaction d'une analyse préalable reprenant les enjeux de l'activité et d'un programme de surveillance permettant de proportionner celle-ci aux enjeux et risques associés.
Le référentiel DI 116 prévoit que le chargé de surveillance pilote la réunion de levée des préalables de l'activité.
Les inspecteurs ont constaté qu'aucun chargé de surveillance n'était présent lors de la réunion de levée des préalables de l'activité de maintenance des matériels de radioprotection. Le référentiel DI 116 prévoit la mise en œuvre d'un cursus de formation initiale afin de pouvoir habiliter les agents en tant que chargé de surveillance et notamment la réalisation du stage M800. Les inspecteurs ont constaté que le chargé de surveillance affecté à la prestation de maintenance des matériels de radioprotection a été professionnalisé postérieurement à la réalisation des premiers actes de surveillance qu'il a mis en œuvre.
Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que les analyses préalables et les programmes de surveillance des activités d'assistance aux chantiers dans le domaine de la radioprotection et de la maintenance des matériels de radioprotection ne permettaient pas de répondre pleinement aux objectifs de la DI 116.
Demande n°A15 : Je vous demande, pour les activités sous-traitées dont le service prévention des risques à la charge, de veiller au respect des exigences de la DI 116. Vous me ferez part des actions mises en place.
## Retour D'Expérience (Rex)
Les inspecteurs ont constaté que le REX émanant des autres CNPE ne faisait pas l'objet d'une analyse pro-active de la part des services concernés. Les éléments émanant de ces sources de REX ne sont analysés et pris en compte que sur alerte de vos services centraux. Or, le manuel qualité de la DPN prévoit que l'exploitation du REX national se fait également au niveau des CNPE (PIL150N). Cette démarche constitue aussi une voie d'amélioration continue de la prise en compte de la radioprotection. Le CNPE de Dampierre a déclaré le 16 mai 2017 un ESR critère 10 concernant son « organisation insuffisamment robuste dans la mise en œuvre des contrôles DI 82 [4] et des contrôles périodiques de propreté de la voirie, ayant conduit à la présence de multiples points de contamination au niveau de la voirie de CNPE ». L'analyse met en évidence des causes profondes qui peuvent concerner votre organisation locale.
Demande n°A16 : Je vous demande de m'informer des dispositions que vous prenez afin d'améliorer l'exploitation du REX national dans le domaine de la radioprotection sur le CNPE de Cattenom. Dans le cas spécifique de l'ESR de Dampierre vous m'informerez du retour d'expérience tiré par le site de Cattenom.
## Inventaire Des Sources Détenues
L'article R. 1333-50 du code de la santé publique dispose que « Tout détenteur de radionucléides sous forme de sources radioactives, de produits ou dispositifs en contenant, doit être en mesure de justifier en permanence de l'origine et de la destination des radionucléides présents dans son établissement a quelque titre que ce soit. A cet effet, il organise dans l'établissement un suivi permettant de connaitre, a tout moment, l'inventaire des produits détenus, […] ». Par ailleurs, la décision [18] précise que la périodicité de contrôle de la bonne réalisation de l'inventaire des sources est annuelle. Le paragraphe 9 - Inventaire des sources de la note d'application [13] précise qu' « […] un inventaire est réalisé au moins une fois par semestre par chaque responsable de local (GASC AP 45) […] ».
Les inspecteurs ont procédé aux contrôles de votre inventaire et des conditions de sa mise en œuvre. Ils ont constaté que :
− L'inventaire du second semestre 2016 des sources présentes dans le local d'entreposage « Effluents -
Environnement » n'a pu être présenté aux inspecteurs.
− À la lecture des documents relatifs au dernier contrôle des sources détenues, les inspecteurs ont relevé l'observation indiquant la présence d'une source en uranium « chambre de fission CFUM11 » dans le casier n°47 du local sources qui ne figure pas dans votre inventaire « MANON » des sources détenues. Cette situation a été détectée par vos services en préalable à l'inspection mais aucune action n'a été menée pour remédier à cette observation. Par ailleurs, cette source ne figure pas dans le cahier des mouvements du local.
− Le contrôle du local sources principal est formalisé par l'intermédiaire de deux documents :
− Le premier liste l'ensemble des sources entreposées dans le local et permet de mentionner les éventuelles observations relevées lors du contrôle trimestriel les concernant. Ce document est daté et visé par le contrôleur puis validé par le responsable du local ;
− Le second identifié « Feuille bilan du contrôle par local » (référencé GASC AP45) permet de synthétiser le contrôle et d'identifier clairement les actions et observations devant être traitées. Ce document est visé par le contrôleur et validé par le responsable du local.
Les inspecteurs ont constaté que le document relatif au contrôle, mentionné au paragraphe 2.3 du guide en référence [14], effectué le 5 septembre 2017 dans le local sources principal montre l'absence de validation du premier document précité par le responsable du local. De plus, le second document n'est pas renseigné de façon régulière lors des contrôles trimestriels.
Demande n°A17 : Je vous demande de renforcer la rigueur de la tenue de l'inventaire des sources prévu par l'article R. 1333-50 du code de la santé publique et de veiller au respect des règles internes définissant l'organisation de celui-ci. Vous m'indiquerez les actions engagées.
## Mise À Disposition De Sources
Conformément au terme de votre autorisation relative à l'utilisation des appareils électriques émettant des rayonnements ionisants à des fins de contrôles sécuritaires de bagages, il vous appartient de vérifier que dès lors que vous confiez cette activité à un prestataire, celui-ci dispose d'une autorisation valide.
Les inspecteurs ont noté que vous ne disposez pas d'éléments vous permettant de vous assurer que l'autorisation de cette société, arrivant à échéance le 31 mars 2017, a été renouvelée.
Demande n°A.18 : Je vous demande de vérifier que les prestataires utilisant des sources radioactives ou appareils à rayon X disposent des autorisations nécessaires et que leurs prêts ou mises à disposition respectent les conditions particulières définies dans vos autorisations. Vous me ferez part du résultat de cette vérification.
## B. Compléments D'Information Ventilation Des Vestiaires
Les articles R. 4222-5 et R. 4222 6 du code du travail, disposent que lorsque l'aération est assurée par une ventilation mécanique, le débit minimal d'air neuf à introduire par occupant est fixé à 25 m3.h-1 dans les bureaux et les locaux sans travail physique.
En application des articles du code du travail cités ci-dessus, votre référentiel en référence [3] dispose que l'aération des vestiaires froids est ventilé selon un débit minimal d'air neuf de 25 m3.h-1 par occupant.
Demande n°B1 : Je vous demande d'apporter la démonstration du respect de l'exigence de renouvellement d'air fixée à l'article R. 4222-6 du code du travail. Vous tiendrez compte de la fonction éventuelle de point de regroupement des vestiaires froids.
## Sas De Confinement - Fenêtre D'Observation
Lors des différentes inspections, les inspecteurs ont pu constater que de nombreux chantiers nécessitaient la mise en place de sas de délimitation ou de confinement.
La création de délimitation d'un chantier à l'aide de panneaux opaques sans mise en œuvre de dispositif de visualisation directe ou déportée ne permet plus d'effectuer une surveillance et un contrôle efficace des interventions.
Cette situation a été identifiée par un CNPE comme une des causes d'un accident du travail survenu sur l'installation.
Par ailleurs, le guide interne à EDF en référence [8] précise en son chapitre « recommandations générales » relatif à la conception du confinement statique de prendre en compte la possibilité pour les personnels extérieurs de visualiser les activités à l'intérieur du sas sans avoir à y entrer. Pour cela un nombre suffisant de fenêtres doit être prévu dans les parois.
Demande n°B2 : Je vous demande de m'indiquer la doctrine déclinant cette recommandation et mise en œuvre actuellement au CNPE de Cattenom. Vous préciserez son adéquation avec le besoin de surveillance spécifique à certains chantiers ou certaines opérations (ex. des phases d'habillage et de déshabillage des intervenants). Plus largement, vous me ferez part de vos réflexions quant à l'équipement des zones de chantier de moyens vidéo ou de fenêtres d'observation.
## Évaluation Du Risque D'Exposition Aux Extrémités
L'article R. 4451-11 du code du travail prévoit notamment que l'employeur fait procéder à une évaluation prévisionnelle de la dose collective et des doses individuelles que les travailleurs sont susceptibles de recevoir lors d'une opération les exposant aux rayonnements ionisants.
Pour réaliser le contrôle périodique des portiques de contrôle de contamination corporelle «C2», les intervenants manipulent des sources radioactives avec les mains.
Vos services n'ont pas été en mesure de présenter les évaluations prévisionnelles relatives à la dosimétrie au niveau des extrémités, induite par les opérations de contrôles périodiques internes des portiques C2 impliquant l'utilisation d'une source de cobalt 60.
Demande n°B3 : Je vous demande de me transmettre l'évaluation prévisionnelle de dose relative à l'exposition au niveau des extrémités des agents effectuant les contrôles périodiques intermédiaires des portiques de contrôle de contamination C2.
## Conformité Technique D'Une Installation
La décision de l'ASN en référence [16] est applicable aux installations comportant des appareils électriques fonctionnant sous une haute tension inférieure ou égale à 600 kV et destinés à émettre des rayonnements X,
mobiles ou non, utilisés à poste fixe ou couramment dans un même local. Cette décision stipule à l'article 3 que
« l'aménagement et l'accès des installations […] sont conformes :
- soit aux exigences de radioprotection fixées par la norme française homologuée NF C 15-160 dans sa version de mars 2011, modifiées et complétées par les prescriptions annexées à la présente décision ;
- soit à des dispositions équivalentes dûment justifiées.
La vérification du respect des prescriptions mentionnées ci-dessus est consignée dans le rapport de conformité prévu à l'article 5 de la norme NF C 15-160 dans sa version de mars 2011, comportant notamment les éléments permettant de justifier les paramètres de calcul utilisés pour la conception de l'installation. »
Les inspecteurs ont constaté que le rapport de conformité de l'installation relative au générateur électrique RAPISCAN 620 XR, identifié dans MANON sous CATX000005, associé aux dispositions équivalentes présentées ne concluait pas sur la conformité de l'installation.
Demande n°B4 : Je vous demande de m'informer des conclusions de l'examen du contrôle de conformité mentionné.
## Gestion Des Détecteurs De Fumée À Chambre D'Ionisation (Dfci)
L'article 7 de la décision en référence [17] fixe « Les obligations de reprises des sources radioactives détenues mentionnées à l'article 3 de l'arrêté du 18 novembre 2011 susvisé sont considérées comme satisfaisantes lorsque la reprise est effectuée : 1° Soit par le distributeur, […] ;
2° Soit par le déposeur ou le mainteneur disposant de l'autorisation ou de la déclaration prévue à l'article L. 1333-4 du code de la santé publique. […] ;
3° Soit par le démanteleur ou le reconditionneur disposant de l'autorisation prévue […] ; 4° Soit par l'utilisateur lui-même ou une société spécialisée en intervention en milieu contaminé ou susceptible de l'être. […]. »
Les inspecteurs ont constaté que le CNPE de Cattenom était pourvu de DFCI fabriqués par trois sociétés différentes. Le CNPE de Cattenom n'a pas été en mesure de préciser la filière de reprise des détecteurs de la marque CERBERUS.
Demande n°B5 : Je vous demande de m'indiquer les dispositions prises concernant la reprise définitive des détecteurs de fumée à chambre d'ionisation de fabrication CERBERUS.
## Détection Des Écarts Et Caractérisation Des Événements
Les écarts mentionnés précédemment concernant le chantier d'assainissement des bâches 0 TEU 031 et 032 BA
et l'évacuation de la crépine sur le réacteur n°2 n'ont pas fait l'objet, avant l'inspection, d'un traitement prévu au titre de la DI 55.
Demande n°B6 : Vous m'informerez des raisons pour lesquelles ces évènements n'ont pas fait l'objet d'un processus de traitement au titre de la DI 55.
## C. Observations
C1. Les inspecteurs ont consulté les carnets individuels de formation des Responsables de Zones (RZ). Le référentiel métier de cette fonction prévoit la mise en œuvre d'une formation initiale en préalable à l'habilitation. Les inspecteurs ont constaté que certains agents ont effectué les formations requises postérieurement à la prise de poste. C2. Les inspecteurs ont constaté la présence de panneaux d'affichage signalant les conditions d'accès en zone surveillée au niveau des portiques d'accès au site. Il est noté sur cette affichage que « la circulation des agents en zone surveillée est libre de toute contrainte de radioprotection et que le stationnement dans cette zone est à éviter ». Cette formulation a interpellé les inspecteurs de l'ASN au regard des dispositions actuelles du code du travail concernant le zonage et les conditions d'accès associées à ces zones. Ce point devra être réexaminé au regard de la future règlementation concernant le code du travail suite à la transposition de la directive EURATOM de Décembre 2013. C3. Les inspecteurs ont constaté, eu égard au bruit de fond ambiant, une localisation non approprié des appareils de mesure MIP 10, servant au contrôle de la contamination des agents au niveau des barrières EVEREST (KA 442 et KA 431). C4. Les inspecteurs ont soulevé des questions relatives au temps de mesure nécessaire à la détection d'une contamination de 0,4 Bq/cm² en fonction de l'ambiance radiologique du local ainsi qu'à la représentativité de la mesure de contamination réalisée à l'aide d'une chiffonnette grande surface, qui nécessitent un approfondissement en lien avec vos services centraux.
C5 Le référentiel en référence [11] prévoit au paragraphe 2.1.6 que « la surveillance globale de l'installation consiste à assurer un suivi périodique de l'état de l'installation (sur le terrain) orienté vers les aspects relatifs à la prévention des risques. Cette surveillance doit être organisée, systématique et faire l'objet d'un reporting et d'une analyse en tant que de besoin. »
Il pourrait être judicieux d'intégrer à l'analyse de la surveillance globale de l'installation les éléments issus de la surveillance des activités sous-traitées dans le domaine de la radioprotection.
## Inventaire Des Sources Détenues
C.6 Les inspecteurs ont constaté que la liste des sources détenues par le CNPE dans l'inventaire national des sources radioactives géré par l'IRSN ne correspond pas à celle de votre dernier relevé. Je vous invite à prendre l'attache de l'IRSN (Unité d'Expertise des Sources, Tél : 01 58 35 89 84) afin de mettre à jour les informations de cet inventaire. C.7 Le paragraphe 2.6. du guide en référence [14] indique que : « […] la création ou la suppression de sources KRT dans MANON ne peut être réalisée que par UTO ». Les pratiques actuellement mises en place par EDF ne correspondent plus à ce qui est mentionné par ce guide. C.8 Les inspecteurs ont constaté que deux appareils électriques émettant des rayonnements ionisants
(RAPISCAN 628 XRW, OXFORD Instrument X-MET 5100) ne font l'objet d'aucune utilisation, dont l'un depuis 2014. Je vous invite à examiner l'usage futur de ces appareils et le cas échant de les faire évacuer. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant les points figurants en annexe à ce présent courrier dans un délai qui n'excèdera pas trois mois sauf mention contraire dans la lettre. 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.
Le chef de la division de Strasbourg SIGNÉ PAR
Pierre BOIS
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## Références
[1] D4450.35-09/3030 Référentiel radioprotection du parc en exploitation chapitre 5 « thème optimisation de la radioprotection des travailleurs exposés aux rayonnements ionisants » indice 3 du 25 août 2009
[2] Arrêté du 15 mai 2006 relatif aux conditions de délimitation et de signalisation des zones surveillées et contrôlées et des zones spécialement réglementées ou interdites compte tenu de l'exposition aux rayonnements ionisants, ainsi qu'aux règles d'hygiène, de sécurité et d'entretien qui y sont imposées
[3] D4550.35-09/3053 Référentiel radioprotection du parc en exploitation chapitre 5 « thème maîtrise des zones contrôlées et surveillées, propreté radiologique des installations, vestiaires de zone contrôlée »,
indice 7 du 11 juillet 2013
[4] D4008.27.06 FLC/LCT.03/00346 - DI82 indice 1 « contrôles de contamination hors zone contrôlée »
[5] D4550.35-11/5158 Référentiel EDF radioprotection du parc en exploitation, chapitre 5 « Accès en zone contrôlée en mode EVEREST » indice 1 du 14 décembre 2016
[6] DS_OP_PGAC_MO_133.CAT - Procédure « confinement statique ou dynamique »
[7] D5320/NT/517281 indice 0 - Note technique « conditions d'intervention et de prévention relative à l'exposition interne en zone contrôlée »
[8] D455035115712 indice 2 - Guide de mise en œuvre du confinement des chantiers en zone contrôlée
[9] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[10] Décision n° 2010-DC-0175 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 4 février 2010 précisant les modalités techniques et les périodicités des contrôles prévus aux articles 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
[11] D4550.19-10/2660 - ind.2 - Directive interne n°116 - Surveillance des prestataires - mission des chargés de surveillance
[12] Manuel qualité. Direction production nucléaire, édition 2014
[13] D5320/NA/15/PR/516087 ind.0 - Note d'application 15/1/10 - gestion des sources radioactives au CNPE de Cattenom
[14] D4550.07-07-04/5502 indice 5 - Guide d'application du chapitre 5 du référentiel RP DPN thème
« sources radioactives »
[15] Décision 2015-DC-0508 du 21 avril 2005 relative à l'étude sur la gestion des déchets et au bilan des déchets produits dans les installations nucléaires de base
[16] Décision n° 2013-DC-0349 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 4 juin 2013 fixant les règles techniques minimales de conception auxquelles doivent répondre les installations dans lesquelles sont présents des rayonnements X produits par des appareils fonctionnant sous une haute tension inférieure ou égale à 600 kV
[17] Décision 2011-DC-0253 du 21 décembre 2011 prise en application du code de la santé publique, définissant les conditions particulières d'emploi, ainsi que le modalités d'enregistrement, les règles de suivi, la reprise et l'élimination des détecteurs de fumée à chambre d'ionisation
[18] Décision n° 2010-DC-0175 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 4 février 2010 précisant les modalités techniques et les périodicités des contrôles prévus aux articles 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 |
INSSN-DEP-2017-0706 | DIRECTION DES ÉQUIPEMENTS
SOUS PRESSION NUCLÉAIRES
Dijon, le 15 janvier 2018 Réf : CODEP-DEP-2017-000847 Monsieur le Directeur de la Division D'ingénierie du Parc de la Déconstruction et de l'Environnement 140, avenue Viton 13401 MARSEILLE Cedex 20 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de CRUAS
INSSN-DEP-2017-0706 du 28 décembre 2017 Surveillance d'EDF/DIPDE lors de l'intervention du nettoyage préventif des générateurs de vapeur (NPGV).
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. 592-22 du code de l'environnement, une inspection inopinée a eu lieu le 28 décembre 2017 sur le CNPE de CRUAS sur le thème « de la surveillance d'EDF/DIPDE lors du nettoyage préventif des générateurs de vapeur ». 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection sur le CNPE de CRUAS du 28 décembre 2017 concernait le thème de la surveillance d'EDF/DIPDE, unité coordinatrice, lors des opérations de nettoyage préventif des générateurs de vapeur du réacteur n°2. L'inspection s'est essentiellement centrée sur l'examen des écarts et sur la surveillance exercée par EDF/DIPDE des activités importantes pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement.
Les inspecteurs ont constaté que les opérations et leur surveillance se déroulaient de manière satisfaisante. Il n'y a pas eu d'aléas significatifs au cours de cette intervention. Néanmoins, malgré ce constat positif sur le déroulement du chantier, les inspecteurs ont jugé la surveillance d'EDF/DIPDE perfectible.
**www.asn.fr**
21 boulevard Voltaire - BP 37815 - 21078 Dijon cedex Téléphone 03 45 83 22 33 - Fax 03 45 83 22 94 DVS-DEP-ATR-023283-2012 - Mars 2016 - Version 4 En effet, les inspecteurs ont relevé un axe de progrès concernant la gestion des fiches d'anomalie, des points de notification et des modes dégradés, l'intégration de la dosimétrie des activités CNPE dédiées au NPGV et l'application de la décision DGSNR 03/0191 du 13 mai 2003.
## A. Demandes D'Actions Correctives Traitement Des Écarts Et Anomalies
Paragraphe IV.3 de la décision DGSNR 03/0191 du 13 mai 2003 concernant les conditions d'instruction des dossiers relatifs aux interventions sur les circuits primaires et secondaires principaux des réacteurs à eau pressurisée. Accord pour la mise en œuvre de l'intervention de nettoyage chimique préventif des générateurs de vapeur de CRUAS 2 référence CODEP-DEP-2017-053629. Au cours du déroulement de l'intervention, le CNPE doit informer l'ASN de toutes les anomalies par rapport au domaine de validité du dossier d'intervention. Les fiches d'anomalies sont transmises après définition des modalités de remise en état et avant la mise en œuvre du traitement. Les inspecteurs ont examiné la liste des fiches d'anomalie et consulté la fiche d'anomalie N°6 relative à un défaut d'étanchéité de la canne d'échantillonnage sur l'adaptateur du trou de poing « CMS » du GV3.
Elle n'a pas été transmise pour avis à l'ASN/DEP avant la mise en œuvre du traitement.
Demande A1 : **Je vous demande de prendre les dispositions correctives adaptées garantissant la**
bonne application de la décision DGSNR 03/0191 du 13 mai 2003 qui demande à l'exploitant de transmettre pour avis les fiches d'anomalie avant la mise en œuvre du traitement.
## Surveillance Edf/Dipde De L'Exécution Des Aip Réalisées Par Des Intervenants Extérieurs
Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base. Prescriptions particulières à l'assurance qualité applicables aux relations entre EDF et ses fournisseurs dans les centrales en exploitation référence NT0085114 indice 1.
Programme de surveillance installation et repli du matériel BR lors du NPGV de CRUAS 2 référence D455617287349 indice A. Cahier des charges NPGV référence EMEMM081124 indice F. L'exploitant doit identifier les activités importantes pour la protection des intérêts et les exigences définies afférentes dans une liste tenue à jour. La surveillance de l'exécution de ces AIP, lorsqu'elles sont réalisées par un intervenant extérieur, doit être exercée par l'exploitant. Celui-ci programme et met en œuvre des actions de surveillance qui font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité tenues à jour, aisément accessibles et lisibles permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies.
EDF a défini, dans son programme de surveillance d'installation et de repli, des points d'arrêt (PA) et des points de convocation (PC). Lors de la réunion de levée des préalables, EDF, au titre de la surveillance, a complété le dossier de suivi d'intervention (DSI) en apposant des PA et des PC. Les inspecteurs ont constaté que des PC auraient dû être des PA et que les modalités liées aux points de notification (délai et moyen de prévenance) n'avaient pas été formalisées. Demande A2 : **Je vous demande de prendre les dispositions correctives adaptées permettant** d'identifier les points d'arrêt des points de convocation en adéquation avec les dispositions de surveillance documentée. Demande A3 : Je vous demande de formaliser les modalités liées aux points de notification
(délai et moyen de prévenance).
## Radioprotection
Paragraphe VII.2 de la décision DGSNR 03/0191 du 13 mai 2003 concernant les conditions d'instruction des dossiers relatifs aux interventions sur les circuits primaires et secondaires principaux des réacteurs à eau pressurisée. Article R4451-24 du code du travail. L'objectif dosimétrique doit être actualisé en fonction des débits de dose mesurés lors de l'arrêt en cours. Dans les zones où il existe un risque d'exposition interne, l'employeur prend toutes dispositions propres à éviter tout risque de dispersion des substances radioactives à l'intérieur et à l'extérieur de la zone. Les inspecteurs ont constaté que les activités du CNPE dédiées au NPGV n'étaient pas actualisées. Lors de la visite en zone réglementée, au plancher 20 m, une aire avait été délimitée pour prévenir du risque de contamination. En sortie de zone potentiellement contaminée (saut de zone), il n'y avait ni appareils de contrôle de la contamination ni poubelles pour mettre en déchets les surbottes.
Demande A4 : **Je vous demande de prendre les dispositions correctives adaptées pour** actualiser la dosimétrie des activités CNPE dédiée au NPGV. Demande A5 : Je vous demande de prendre toutes dispositions propres à éviter tout risque de dispersion des substances radioactives à l'intérieur et à l'extérieur de la zone.
# B. Demandes D'Informations Complementaires
## Traitement Des Écarts Et Anomalies
Au cours du déroulement de l'intervention, le CNPE doit informer l'ASN de toutes les anomalies par rapport au domaine de validité du dossier d'intervention. Les fiches d'anomalies sont transmises : - après définition des modalités de remise en état et avant la mise en œuvre du traitement, - après la mise en œuvre du traitement, en précisant le résultat de cette mise en œuvre. Les fiches d'anomalies N°9 et N°10 relatives des légers dépassements du domaine d'application (respectivement température trop basse et niveau trop haut) n'ont pas été transmises à l'ASN après la mise en œuvre du traitement mais plus d'une semaine plus tard. Demande B1 : Je vous demande de justifier le retard dans la diffusion à l'ASN des 2 fiches d'anomalie traités lors de la phase de désoxydation relative au GV2.
La FA N°4, liée au changement de l'anti-mousse utilisée lors de la phase de désoxydation et faisant partie de la formulation de la solution de décuivrage final, doit être amendée pour apporter une démonstration robuste que le nouvel anti-mousse ne remet pas en cause le rapport de qualification en termes de pouvoir anti-moussant, de corrosion et sous l'aspect documentaire. Une fois la démonstration établie, EDF DIPDE doit également justifier l'utilisation de la spécification des produits chimiques utilisée qui n'a pas été intégrée dans le dossier d'intervention. Demande B2 : Je vous demande de démontrer que le nouvel anti-mousse ne remet pas en cause le rapport de qualification en termes de pouvoir anti-moussant, de corrosion et de traiter la mise à jour documentaire consécutive. Demande B3 : Je vous demande de justifier l'utilisation de la spécification des produits chimiques utilisée référencée WEF-13-ASCA-GENE-SPE-1158 qui n'a pas été intégrée dans le dossier d'intervention.
## Gestion Des Modes Dégradés
Cahier des charges - NPGV - Conception, Qualification, Etudes d'adaptation et Interventions référence EMEMM081124 indice F. Le dossier d'intervention, transmis à l'ASN dans le cadre des demandes d'autorisation de mise en œuvre, doit inclure une liste des documents applicables de l'intervention (LDA Mines), référençant les documents d'exécution, de justification et de qualification du procédé mis en œuvre. Le dossier de qualification de l'opération de maintenance NPGV doit inclure les procédures de gestion des modes dégradés du procédé et des outillages.
La LDA Mines ne contient pas les procédures de gestion des modes dégradés du procédé et des outillages. Demande B4 : Je vous demande de justifier de la non-intégration des procédures de gestion des modes dégradés du procédé et des outillages dans le dossier d'intervention.
## Surveillance Edf/Dipde De L'Exécution Des Aip Réalisées Par Des Intervenants Extérieurs Cahier Des Charges Npgv Référence Ememm081124 Indice F.
Selon le cahier des charges, le dossier d'intervention, transmis à l'ASN dans le cadre des demandes d'autorisation de mise en œuvre, doit inclure une note technique listant les AIP identifiées.
Les inspecteurs ont consulté le document listant les AIP. Celui-ci ne faisait pas partie du dossier.
Demande B5 : Je vous demande de justifier de la non-intégration de la note technique listant les AIP dans le dossier d'intervention.
## Suivi Des Capteurs Essentiels
Les inspecteurs ont pris connaissance de la liste des PV d'étalonnage et les certificats des capteurs référencés CMS-3TT-1 (1 mesure température), SGL-1OPI-2, SGL-1OPI-4, SGL-1OPI-6 et SGL1OPI-8 (4 mesures de pression). Ces enregistrements contiennent la mention « Erreur de mesure » dans la rubrique mode opératoire qui n'a pas pu été expliquée en inspection. Demande B6 : Je vous demande de justifier la mention « Erreur de mesure » dans la rubrique mode opératoire des certificats d'étalonnage.
## C. Observations Surveillance Edf/Dipde De L'Exécution Des Aip Réalisées Par Des Intervenants Extérieurs
Les inspecteurs ont noté que la traçabilité des actions de surveillance des AIP relatives à la gestion des coupons n'était pas réalisée dans le DSI d'installation et de repli des points d'arrêt mais dans un autre DSI plus ciblé.
Demande C1 : Je vous demande de clarifier quel est le DSI d'enregistrement des actions de surveillance des AIP relative à la gestion des coupons. 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.
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 le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
## Le Chef Du Bureau Sirad
Signé par Benoît FOURCHE |
INSSN-CAE-2017-0305 |
DIVISION DE CAEN
Caen, le 9-août 2018 N/Réf. : CODEP-CAE-2018-040427 Monsieur le Directeur du CNPE de Penly BP 854 76 370 NEUVILLE-LES-DIEPPE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base du CNPE de Penly, INB 136 et 140 Inspection n° INSSN-CAE-2017-0305 du 30/11/2017 3ème barrière de confinement statique et dynamique 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) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection a eu lieu le 30 novembre 2017 au CNPE de Penly, sur le thème de la troisième barrière de confinement 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 30 novembre 2017 a concerné la troisième barrière de confinement statique et dynamique. Ce thème porte sur le confinement statique des bâtiments de l'îlot nucléaire dont fait notamment partie le bâtiment réacteur et le bâtiment des auxiliaires nucléaires et le confinement dynamique, complémentaire du confinement statique pour assurer la maîtrise du confinement en fonctionnement normal et en situation d'incident ou d'accident à caractère radiologique. Après un bref échange sur l'organisation du CNPE sur ce thème, les inspecteurs ont examiné les bilans de la fiabilité de trois systèmes de ventilation participant au confinement dynamique : le système relatif au confinement dynamique du bâtiment des combustibles nucléaires (DVK), le système de la ventilation de l'espace entre enceintes (EDE) du bâtiment réacteur et le système de la ventilation du bâtiment des auxiliaires nucléaires (DVN). Les inspecteurs ont complété leurs investigations par une visite des équipements de ces systèmes relatifs au réacteur n°1. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour la troisième barrière de confinement statique et dynamique apparaît globalement satisfaisante. En particulier, l'exploitant devra notamment compléter son organisation et établir des plans de surveillance annuels des prestataires travaillant sur ce thème.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Organisation
L'article 2.4.2 de l'arrêté INB 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. 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. » En application de cet arrêté, le système de management intégré (SMI) mis en place sur le CNPE de Penly intègre le management de la sûreté, de la sécurité, de l'environnement, de la radioprotection, ainsi que celui des autres domaines. Ce SMI comporte neufs macro-processus, dont le MP3 «Contrôler et améliorer la sûreté » qui doit être précisé dans une note de management. Des exigences de sûreté suivantes y sont définies :
- « SUR 0020A - L'organisation de la sûreté est définie (missions, responsabilité, délégations) et les responsables assurent la prise en compte des exigences, des référentiels de sûreté et des prescriptions internes (…) ;
- « PIL 370A - Les personnes en charge de la vérification sont clairement identifiées, compétentes et indépendantes des personnes chargées de l'accomplissement de l'activité dont on surveille la qualité. »
Les inspecteurs ont demandé aux personnes rencontrées, la note d'organisation relative au thème de la troisième barrière de confinement statique et dynamique. En l'absence de document d'organisation relatif spécifiquement au confinement, l'exploitant a présenté oralement les pratiques en vigueur à d'autres fins sur le CNPE et réparties dans de nombreux métiers, telles que, notamment : l'organisation relative aux tranches en marche, l'organisation des arrêts de tranche, la protection incendie où est rattachée la sectorisation des secteurs de feu participant à la troisième barrière de confinement statique, les pratiques de fiabilité issues de la méthode AP913 (Advanced Process 913). Je vous demande de réaliser une revue des dispositions en vigueur et celles à compléter pour ce qui concerne le thème de la troisième barrière de confinement statique et dynamique, en adéquation avec les exigences de votre SMI et les dispositions de l'arrêté en référence [2]. Vous me transmettrez cette revue en y indiquant les améliorations retenues en termes d'organisation.
## A.2 Absence De Plan De Surveillance Des Prestataires Intervenant Sur La 3Ème Barrière De Confinement
Le SMI de Penly dispose, dans l'exigence définie « PIL 400B - Un programme annuel des vérifications et audits est établi et validé par la Direction de l'Unité. Ce programme comprend les activités à vérifier, les circonstances de la vérification et les activités de vérification périodique. ». Or, aucun programme de surveillance n'a été établi en 2017, sur les actions réalisées par les prestataires en charge de la maintenance et des modifications. Je vous demande d'établir et de mettre en œuvre un plan de surveillance pour ce qui concerne le thème de la troisième barrière de confinement statique et dynamique afin de contrôler les actions réalisées des prestataires en charge de la maintenance et des modifications. Vous me transmettrez ce plan de surveillance.
## A.3 Trappes De Planchers Ouvertes En L'Absence De Manutention Dans Le Bâtiment Des Auxiliaires Nucléaires Du Réacteur 1
Lors de leurs vérifications faites dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) du réacteur n°1 de Penly, les inspecteurs ont observé que plusieurs trappes des planchers ont été laissées ouvertes en l'absence d'opérations de levage, ce qui n'est pas conforme à l'attendu en termes de confinement statique. Je vous demande de refermer les trappes des planchers du BAN en l'absence d'opération de levage.
## A.4 Locaux Dédiés Au Système Dvn De La Ventilation De L'Îlot Nucléaire Encombrés De Matériels De Chantier
Lors de la visite des équipements du système DVN du réacteur n°1 de Penly, les inspecteurs ont observé la présence de nombreux entreposages d'éléments métalliques d'échafaudages, posés sans arrimage, sur un échafaudage en salle 1NB 0921. Les inspecteurs ont aussi relevé de nombreux entreposages dans le couloir 1NB 0903, en dehors de toute aire grillagée et sur des zones interdites repérées au sol par un zébra rouge et blanc, notamment :
- Des éléments métalliques d'échafaudages à proximité immédiate de l'ensemble des trappes ouvertes des planchers du BAN ;
- Deux chariots non freinés comportant des outillages d'un prestataire identifié, en face de chemins de câbles électriques verticaux ;
Je vous demande de me transmettre une note d'étude d'agression par la présence de ces matériels de chantier en situation de séisme majorée de sécurité vis-à-vis de la fonction et des matériels du système DVN dans la salle 1NB 0921. Le cas échéant, il sera nécessaire d'enlever toute présence injustifiée de matériels non indispensable au fonctionnement de la fonction importante pour la sûreté dont des éléments sont présents dans cette salle.
Je vous demande en outre de veiller à l'absence d'entreposage sur les zones repérées par des zébra rouge et blanc.
## B Compléments D'Information
B.1 Incohérence de critère de coefficient d'épuration des pièges à iode du système DVN de la ventilation de l'îlot nucléaire dans les référentiels de sûreté du CNPE de Penly Les pièges à iode sont définis en tant qu'élément important pour la protection. Les inspecteurs ont relevé que, pour ce qui concerne les pièges à iode du système de la ventilation DVN du bâtiment des auxiliaires nucléaires, l'exigence inscrite en page 6/6 relative au système DVN
dans le chapitre IX des règles générales d'exploitation est définie à l'efficacité1 minimale de 10 alors que, dans le rapport standard de sûreté VD2, cette exigence est définie en page 66 du chapitre II.7.4-1.11 à l'efficacité minimale de 100. Les deux derniers comptes rendus des essais périodiques présentés aux inspecteurs montrent que l'efficacité est bien supérieure à 100. Lors de l'inspection, il a été indiqué qu'il y a un critère de sûreté (E > 10) et un critère de changement de filtre à iode (E > 100), selon les termes de la lettre ASN référencée DSIN GRE SD2 0146-2000. Je vous demande de m'expliquer ou de corriger l'incohérence relevée par les inspecteurs pour ce qui concerne le coefficient d'épuration des pièges à iode.
## B.2 Surveillance En Fonctionnement Accidentel Du Système Ede
En attendant la qualification et la mise en place du projet de modification du système EDE, le CNPE a mis en application un document de surveillance permanente d'état (SPE) de fonctionnement du système EDE en situation accidentelle. Je vous demande de me préciser les conditions de cette surveillance permanente d'état de fonctionnement du système EDE vis-à-vis de l'objectif de la protection de la population contre les halogènes radioactifs en situation accidentelle.
## B.3 Moto-Ventilateurs Dvn
Un compte rendu identifié OIN 0365437 de la maintenance de type 3 d'un moto-ventilateur DVN 132 ZV effectué en 2013 fait mention de la gamme GIMP 003850 demandée par les inspecteurs. De l'avis du service de maintenance, cette gamme serait non adaptée pour le système DVN. Ce point n'a pas été investigué davantage lors de l'inspection. Je vous demande de m'expliciter pourquoi cette gamme s'est avérée non adaptée à la maintenance de type 3 des moto-ventilateurs du système DVN. Compte tenu que cette gamme non adaptée a été utilisée par votre prestataire de maintenance, je vous demande de m'indiquer les actions, de type correctif et préventif, réalisées en conséquence.
## B.4 Critère De Colmatage Maximal Des Filtres Du Système Dvk
Les inspecteurs ont remarqué que le critère de colmatage maximal des filtres à très haute efficacité du système DVK est défini à la valeur de différence de pression élevée de 120 mmCE. Cette valeur ne peut être techniquement acceptable qu'à la condition que, sur ce système, tous les filtres utilisés soient qualifiés pour résister à une telle différence de pression sans dommage. Je vous demande de me confirmer que tous les filtres à très haute efficacité utilisés sur les systèmes DVK des réacteurs n°1 et n°2 de Penly sont qualifiés pour résister à cette différence de pression sans dommage.
## B.5 Modification Du Système Dvn Numéro Pnpp 3287 Non Requalifiée
Les inspecteurs se sont intéressés à la réalisation des modifications réalisées et prévues. En particulier, ils ont abordé la modification numéro PNPP 3287 portant sur l'ajout d'une deuxième ligne de piège à iode, en deux temps, l'un en arrêt de réacteur dit « tome A », l'autre en exploitation dit « tome B ». Cette modification a été réalisée lors de l'arrêt du réacteur n°2 de Penly sur le système DVN, mais non requalifiée après modification. Le problème rencontré est que les vannes d'isolement des filtres se sont avérées non fonctionnelles car inadaptées à l'objectif de la fonction requise. Les vannes de cette modification ont été consignées fermées dans l'attente d'une action corrective de cette modification.
Je vous demande de m'indiquer l'origine de ce choix de vannes apparues inadaptées à la fonction requise et le retour d'expérience que vous en avez tiré. Je vous demande de m'informer des suites données à la modification PNPP 3287 consistant à l'ajout d'une file de piège à iode sur la ventilation DVN du réacteur n°2 de Penly sachant que cette modification n'a pas été requalifiée fonctionnellement et suspendue provisoirement par la consignation des vannes.
## 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 à la chef de division, Signé par Eric ZELNIO |
INSSN-LYO-2017-0358 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 7 Décembre 2017 N/Réf. : CODEP-LYO-2017-049934 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin CNPE du Tricastin CS 40009 26131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX
CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire du Tricastin (INB n°87 et 88) Inspection INSSN-LYO-2017-0358 du 14 novembre 2017 Thème : « Elaboration de la documentation - gestion des écarts »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment l'article L 596-1 et suivants
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Décision n° 2008-DC-0101 de l'Autorité de sûreté nucléaire fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvement et de consommation d'eau et de rejets dans l'environnement des effluents liquides et gazeux des installations nucléaires de base n° 87 et n° 88 exploitées par Électricité de France
(EDF-SA) sur la commune de Saint-Paul-Trois-Châteaux (Drome)
[4] Décision n°CODEP-DTS-2017-012958 du Président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 29 mars 2017 autorisant Électricité de France à modifier de manière notable les modalités d'exploitation autorisées des sites électronucléaires (liste des INB du parc EDF)
## Référence À Rappeler Dans Toute Correspondance : Inssn-Lyo-2017-0358
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 14 novembre 2017 sur la centrale nucléaire du Tricastin, sur le thème « Elaboration de la documentation - gestion des écarts ». 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 de la centrale nucléaire du Tricastin du 14 novembre 2017 concernait la gestion des écarts1 telle qu'elle est décrite dans le chapitre VI du titre II de l'arrêté cité en référence [2]. Dans ce cadre, les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place par la centrale nucléaire du Tricastin pour identifier, caractériser et traiter les écarts présents sur ses installations. Les contrôles réalisés par sondage ont porté sur les modalités d'identification, de caractérisation et de traitement des écarts affectant les éléments importants pour la protection (EIP)2.
Il ressort de cette inspection que les dispositions du processus interne en vigueur sur la centrale nucléaire du Tricastin pour l'identification et la caractérisation des écarts sont globalement connues de l'ensemble des agents du site et respectées.
Néanmoins, les inspecteurs ont constaté que le processus de détection des écarts doit être renforcé pour permettre d'en identifier, notamment, les exigences définies3, les mesures de contrôle technique et de vérification telles que prévues par les articles 2.5.2 à 2.5.3 de l'arrêté cité en référence [2].
Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que certaines anomalies ou dysfonctionnements affectant des EIP n'étaient pas caractérisés en tant qu'écarts, bien que le non-respect d'exigences définies associées à ces EIP ait été établi durant l'inspection. Dans ces conditions, les inspecteurs retiennent que les dispositions actuellement mises en œuvre par la centrale nucléaire du Tricastin ne permettent pas d'assurer l'identification et la caractérisation des écarts affectant les EIP au sens de l'arrêté cité en référence [2] de manière totalement exhaustive.
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## A. Demandes D'Actions Correctives Phase De Détection Des Écarts
Les inspecteurs ont examiné quelques anomalies affectant des matériels dont la traçabilité est assurée soit sous la forme d'une demande de travaux (DT) soit sous la forme d'un plan d'action (PA) tel que cela est prévu dans la note d'organisation interne de la centrale nucléaire du Tricastin relative à la gestion des écarts référencée D453417003008 indice 0.
La DT n°433189 concernait une anomalie matérielle qui affectait l'alimentation électrique de la station multi-paramètres située en bordure du canal de Donzère-Mondragon à l'aval de le centrale nucléaire du Tricastin. Cette station a pour objet de réaliser des prélèvements d'eau afin de mesurer l'impact des rejets liquides du site sur le milieu naturel. Les exigences définies associées à cette station multiparamètres sont notamment précisées dans la décision de l'Autorité de sûreté nucléaire du 13 mai 2008 citée en référence [3]. Cette DT, qui a été rédigée le 27 septembre 2017, n'a pour autant pas fait l'objet de l'identification des exigences définies associées au matériel impacté ni de la caractérisation de ce potentiel écart tel que demandé par les articles 2.6.1 et 2.6.2 de l'arrêté cité en référence [2].
Les inspecteurs ont également examiné l'analyse que menait le service « chaudronnerie - robinetterie »
sur les anomalies matérielles qui lui étaient remontées sous la forme de plusieurs DT par la société prestataire en charge de réaliser un diagnostic des matériels des circuits de ventilation des locaux. Les représentants de la centrale nucléaire du Tricastin ont, dans ce cadre, présenté aux inspecteurs un tableau de report des anomalies constatées et d'analyse de celles-ci sous l'angle de l'impact sur la disponibilité des matériels concernés.
D'une manière générale, les inspecteurs ont constaté que les anomalies qui étaient décrites sous la forme d'une DT ne comportaient qu'une analyse sous l'angle de la disponibilité du matériel concerné et que l'aspect relatif à l'impact sur les exigences définies n'était pas abordé dans ce cadre.
Les inspecteurs ont toutefois relevé que les anomalies qui étaient décrites sous la forme d'un PA étaient analysées quant à elles à la fois sous l'angle de la disponibilité du matériel concerné et sous l'angle des exigences définies qui lui sont associées.
Demande A1 : Je vous demande, en application des articles 2.6.1 et 2.6.2 de l'arrêté cité en référence [2], de vous assurer que l'identification des exigences définies soit menée pour chacune des anomalies que vous détectez sur un EIP, et le cas échéant, que vous procédiez à la caractérisation de cette anomalie. Vous veillerez également, en application de l'article 2.5.6 de l'arrêté cité en référence [2], à assurer la traçabilité de la caractérisation que vous avez réalisée. Vous présenterez les actions que vous mettrez en œuvre pour répondre à ces exigences.
Phase de caractérisation des écarts Les inspecteurs ont examiné des plans d'action (PA) qui décrivent des anomalies détectées sur des EIP
ainsi que l'analyse qu'en faisait les services de la centrale nucléaire du Tricastin en matière de nocivité matérielle et fonctionnelle.
Les PA n°70129 et 78825 concernent le non-respect d'un critère de groupe A lors de la réalisation d'un essai périodique respectivement d'un groupe électrogène de secours à moteur diesel et d'une vanne du circuit d'échantillonnage nucléaire. Pour ces deux PA, les services de la centrale nucléaire du Tricastin n'ont pas considéré qu'il s'agissait d'un écart. Ces deux matériels sont des EIP. Compte-tenu de la classification des critères issus de la section 1 du chapitre IX des règles générales d'exploitation en vigueur sur la centrale nucléaire du Tricastin, un critère de groupe A peut être assimilé à une exigence définie de l'EIP considéré. Ainsi, en application de l'arrêté cité en référence [2], le non-respect d'une exigence définie associée à un EIP constitue un écart.
Demande A2 : Je vous demande de renforcer votre processus de caractérisation des anomalies affectant des EIP afin d'identifier les écarts conformément aux dispositions de l'arrêté cité en référence [2]. Vous présenterez les actions que vous mettrez en œuvre pour répondre à cette exigence.
Demande A3 : Je vous demande de procéder au réexamen des anomalies matérielles que vous avez identifiées, et qui ne sont pas d'ores et déjà traitées, en tenant compte des évolutions apportées à votre processus de caractérisation à l'issue de la demande précédente. Vous veillerez ainsi à identifier les exigences définies qui ne seraient pas respectées afin de tenir à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement conformément à l'alinéa II de l'article 2.6.3 de l'arrêté cité en référence [2]. Les inspecteurs ont également examiné l'analyse de quelques anomalies non-matérielles qui étaient rédigées par les services de la centrale nucléaire du Tricastin dans un outil informatique dénommé
« Constat-Terrain ». Les inspecteurs se sont notamment intéressés aux anomalies non-matérielles relevant des opérations de transport interne.
Le constat référencé CS-2017-09-06617 qui a été rédigé le 25 septembre 2017 porte sur le non-respect d'une opération de préparation d'un colis destiné au transport interne d'une pompe du circuit d'aspersion de secours dans l'enceinte (EAS). Depuis la décision du 29 mars 2017 citée en référence [4],
les dispositions permettant d'encadrer les opérations de transport interne sont intégrées dans les règles générales d'exploitation des installations nucléaires de base du parc français des centrales nucléaires. En particulier, ces dispositions comprennent des règles opérationnelles, dont font partie la vérification de l'adéquation entre l'emballage et le contenu, le remplissage du colis et le calage du contenu dans l'emballage. Ces dispositions constituent donc des exigences définies pour les opérations de transport interne. Les opérations de transport interne sont quant à elles mentionnées à l'article 2.6.1 de l'arrêté cité en référence [2] pour ce qui concerne la détection des écarts. Le non-respect d'une opération de préparation d'un colis destiné au transport interne relève par conséquent d'un écart à une exigence définie. Pour autant, les services de la centrale nucléaire du Tricastin n'ont pas considéré que le constat référencé CS-2017-09-06617 était un écart.
Demande A4 : Je vous demande, en application des articles 2.6.1 et 2.6.2 de l'arrêté cité en référence [2], de prendre en compte les exigences définies qui sont portées par les règles générales d'exploitation pour les anomalies relevant des opérations de transport interne. Le cas échéant, vous procéderez à la caractérisation de ces anomalies. Vous veillerez également, en application de l'article 2.5.6 de l'arrêté cité en référence [2], à assurer la traçabilité de la caractérisation que vous avez réalisée. Vous présenterez les actions que vous mettrez en œuvre pour répondre à ces exigences
## Phase De Traitement Des Écarts
Les inspecteurs ont examiné les PA n°74685 et 74687 qui concernent le constat de sous-épaisseurs de tronçons de tuyauteries du circuit d'alimentation en eau secourue (SEC). Ce circuit est un EIP. Ces sous-épaisseurs sont telles que la tenue de ces tronçons de tuyauterie en cas de séisme maximum historiquement vraisemblable (SMHV) ne peut plus être démontrée. Pour autant, lors de l'examen de ces deux PA, les inspecteurs ont constaté que ces anomalies n'étaient pas identifiées en écart alors que l'exigence définie de tenue au séisme de cet EIP n'est plus respectée. Les représentants de la centrale nucléaire du Tricastin ont toutefois convenu lors de cette inspection que ces deux situations constituaient bien des écarts.
Par ailleurs, le traitement de ces deux écarts constitue une activité importante pour la protection4 (AIP)
en application de l'alinéa III de l'article 2.6.3 de l'arrêté cité en référence [2]. Les inspecteurs ont donc examiné le respect des dispositions afférentes aux actions à mener dans le cadre d'une activité importante pour la protection fixées par l'article 2.5.6 de l'arrêté cité en référence [2] sur l'activité de traitement de l'écart susmentionnée. Les inspecteurs ont identifié dans des documents opérationnels de suivi du traitement de ces écarts (consistant à remplacer les tronçons de tuyauteries concernés) des actions de contrôles techniques. Il n'a toutefois pas pu être présenté aux inspecteurs des actions d'évaluation telles que mentionnées par l'article 2.5.6 de l'arrêté cité en référence [2].
Demande A5 : Je vous demande de reprendre la caractérisation des PA n°74685 et 74687 relatifs aux constats de sous-épaisseurs de tronçons de tuyauteries du circuit d'alimentation en eau secourue (SEC).
Demande A6 : Je vous demande de prendre en compte dans votre processus de traitement des écarts que ce traitement constitue une activité importante pour la protection et qu'à ce titre vous vous assureriez que les dispositions de l'article 2.5.6 de l'arrêté cité en référence [2] sont bien intégrées, notamment du point de vue de la traçabilité qui doit permettre de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Vous présenterez les actions que vous mettrez en œuvre pour répondre à cette exigence. B. Compléments d'information 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, sauf mention contraire. 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. Je vous prie d'agréer, monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la cheffe de division de Lyon de l'ASN
Signé par Olivier VEYRET |
INSSN-LYO-2017-0768 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 26 décembre 2017 N/Réf. : Codep-Lyo-2017-054262 Monsieur le Directeur AREVA NC BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
AREVA NC - INB n° 178 (Parcs uranifères du Tricastin) Inspection n° INSSN-LYO-2017-0768 du 25 octobre 2017 Thème : « Visite générale »
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) prévu au code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 25 octobre 2017 sur les parcs uranifères du Tricastin (INB n°178) du site nucléaire AREVA de Pierrelatte (26), sur le thème « Visite générale ». 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 de l'INB n°178 du 25 octobre 2017 était une visite générale de l'installation. Les inspecteurs se sont rendus sur les parcs P01, P03 et P04F pour vérifier par échantillonnage l'inventaire des objets qui s'y trouvent entreposés et juger de la bonne tenue de ces parcs. Les inspecteurs ont contrôlé les débits de dose en limite de ces parcs. Ils se sont intéressés à la gestion des conteneurs au travers de la base PIGMEE qui recense notamment les écarts aux référentiels normatif ou réglementaire. Ils ont examiné les résultats des contrôles des poteaux d'incendie intéressant les parcs. Enfin, ils ont vérifié que l'exploitant avait respecté ses engagements pris à la suite des événements significatifs et des inspections de l'année précédente. Les conclusions de l'inspection s'avèrent assez satisfaisantes. Les dossiers font l'objet d'un bon suivi. Les parcs visités étaient bien tenus dans l'ensemble. Toutefois, principalement sur le parc P01, plusieurs conteneurs ont été trouvés à des positions incohérentes avec l'inventaire documentaire détenu par l'exploitant. Au parc P03, les inspecteurs ont relevé l'existence d'une file de conteneur sans numéros de position dans la file. En outre un conteneur s'y trouvait couvert de ronces. Concernant la cotation des écarts recensés dans PIGMEE, les inspecteurs ont relevé l'existence d'un « code classe » non systématiquement utilisé et dont l'utilité n'a pas été clairement explicitée. Certaines appellations telles que « sans matière » semblent ambigües et nécessiteront des précisions dans les procédures.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Mise en cohérence de l'inventaire PIGMEE et du terrain.
Les inspecteurs se sont rendus sur le parc d'entreposage P01 où, à l'occasion d'un contrôle par échantillonnage, ils ont constaté que plusieurs conteneurs ne se trouvaient pas à la position enregistrée dans l'inventaire. C'était notamment le cas des conteneurs :
n° 1141016 attendu en position 16 de la file 03, trouvé entre les positions 6 et 8 de la file 03 ;
n° 3482 attendu en position 20 de la file03, trouvé en position 8 de la file 03 ;
n° COG0499 attendu sur la position 4 de la file 4, trouvé en position 2 de la file 4 ;
n° COG0304 attendu sur la position 4 de la file 4, trouvé en position 2 de la file 4.
La file 52 est physiquement délimitée par une tige métallique et le marquage au sol de cette file est inexistant. En outre, le plan de situation du parc P01 référencé TRI-13-003458 ind B ne fait pas figurer la file 52. Sur le parc P03, les inspecteurs ont trouvé le conteneur CEAU 0101 en lieu et place du conteneur LR35 0101. Demande A1 : Je vous demande d'assurer la cohérence entre vos inventaires et la position des conteneurs sur les parcs. Demande A2 : Je vous demande de vérifier que les emplacements des conteneurs sont bien délimités et repérés au sol de façon univoque. Plan du rapport de sûreté à mettre à jour En limite du parc P03, le plan 000-JGDK99D48024 ind BK fait apparaître sept emplacements prévus pour les mesures périodiques d'irradiation. Or, sur le terrain, seuls cinq emplacements de mesure sont matérialisés. Demande A3 : Je vous demande de mettre en cohérence le plan susmentionné et la situation sur le terrain. Défaut d'arrimage de conteneurs LR35 à leur rétention Sur le parc P03, les conteneurs LR35 sont arrimés à leur rétention par des sangles. Lors de la visite des inspecteurs, plusieurs sangles étaient détendues et certaines étaient manquantes. Étaient notamment concernés les LR 35 n° 0080 et CEAU 0120. Demande A4 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour restaurer et maintenir dans le temps le bon arrimage des LR35 sur leur rétention.
## File D'Entreposage P03-94 Sans Numéros D'Emplacements Et Mal Entretenue
Au sud-ouest du parc P03, des conteneurs en surcoque sont entreposés sur la file n° 94 sans que leur emplacement ne soit déterminé car, sur cette file, les emplacements ne sont pas référencés et n'ont pas de repères.
Demande A5 : **Je vous demande de numéroter les emplacements de la file 94 du parc P03 et**
de reporter les numéros d'emplacements dans les inventaires qui devront être mis à jour en conséquence.
En outre, sur la file 94 les inspecteurs ont relevé que des ronces couraient sur certains conteneurs. Ceci pose question sur la fréquence, la teneur et la qualité des rondes de surveillance assurées sur ce parc et plus généralement sur la qualité de la maintenance. Demande A6 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour restaurer et maintenir dans le temps la bonne tenue du parc P03.
## Ambigüité De « Sans Matière » Dans Pigmee
Dans la base PIGMEE, certains conteneurs anciens figurent avec la mention « Sans matière ».
L'exploitant a expliqué que cette notion pouvait être traduite par « pompé », « lavé » ou « neuf ». En termes de risques, ces notions sont clairement distinctes les unes des autres. La mention « Sans matière » issue du transfert de données d'une base antérieure à PIGMEE (base GUS) introduit donc une imprécision qu'il convient de lever. Demande A7 : Je vous demande de remplacer la mention « Sans matière » par celle appropriée au conteneur concerné, à la lumière de son état réel et vérifié.
## Procédure De Contrôle Hydraulique Des Rétentions
Á l'occasion du contrôle hydraulique des rétentions du parc P04F où sont entreposés les conteneurs de nitrate d'uranyle LR65, conformément à la procédure TRICASTIN-11-000462 ind 3 en vigueur sur le site du Tricastin, l'exploitant a conclu à l'étanchéité des rétentions. Le contrôle consiste à remplir d'eau la rétention à contrôler et à s'assurer qu'au bout d'un temps prédéfini, le niveau d'eau dans la rétention n'a pas baissé significativement. Á l'issue du contrôle, c'est-à-dire à la fin du temps prédéfini de 4 heures, l'exploitant avait conclu à l'étanchéité de la rétention n° 6 de la file 1, mais n'avait pas vidé celle-ci aussitôt. Le lendemain matin, avant de vidanger la rétention concernée, il a constaté que l'eau avait traversé le muret constituant les parois verticales de la rétention et a, par conséquent, conclu à l'inétanchéité de cette rétention. Le contrôle tel que le prévoit la procédure TRICASTIN 11-000462 n'a donc pas permis de révéler l'inétanchéité de la rétention. En outre, la fissure a pu être vue car la face externe du muret était visible. Dans le cas où la face externe n'est pas visible (la plupart des faces externes du plancher des rétentions) le contrôle suivant la procédure susmentionné est insuffisant. Demande A8 : Je vous demande d'analyser ce dysfonctionnement et de réviser la procédure en question en tenant compte du retour d'expérience du contrôle de la rétention n°6 de la file 1 du parc P04F.
## B. Demande De Compléments D'Information Code De Classe
Les inspecteurs se sont intéressés à la gestion des conteneurs au travers de la base PIGMEE qui recense les écarts aux référentiels normatif ou réglementaire La procédure de cotation de ces écarts a évolué au début de l'année 2017. Concernant la cotation des écarts recensés dans PIGMEE, l'exploitant a présenté une procédure « Gestion incidents emballages PIGMEE » référencée TRICASTIN-15-001639 version 03 de février 2017. Selon cette procédure un « code classe » affecté à un incident traduit la contrainte d'utilisation associée à l'emballage auquel se rapporte l'incident. Cette rédaction est ambigüe : il n'apparaît pas clairement qu'un code de classe autorise ou interdit l'action décrite dans la rubrique « libellé classe ». Dans PIGMEE, le « code classe » n'est pas utilisé, seule figure le « libellé classe » qui s'avère explicite (par exemple : autorisé SOCATRI, pour un transport autorisé vers SOCATRI) et par conséquent plus compréhensible que le « code classe ». Demande B1 : Je vous demande de lever toute ambigüité dans la définition et l'usage du
## C. Observations
Les inspecteurs ont bien noté que le conteneur RS007 dont la peau métallique était très corrodée et contaminée avait fait l'objet d'une opération de fixation de la contamination surfacique et que les miettes de rouille tombées au sol sous le conteneur avaient été nettoyées. Il conviendra de faire figurer le retour d'expérience Le retour d'expérience relatif au traitement de ce conteneur devra enrichir la fiche de constat 17T001082 ouverte à la suite de la découverte de la contamination.
##
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux écarts susmentionnés. 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 la division de Lyon de l'ASN
signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-OLS-2017-0007 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2017-044368 Orléans, le 30 octobre 2017 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 et 128 Inspection n° INSSN-OLS-2017-0007 du 9 octobre 2017 « Maîtrise du vieillissement / Maintenance »
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 9 octobre 2017 au CNPE de Belleville-sur-Loire sur le thème « Maîtrise du vieillissement / 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Maîtrise du vieillissement / Maintenance ». Les inspecteurs ont examiné plusieurs gammes de maintenance, notamment sur les pompes SEC, ASG, RCV, RIS et REA et contrôlé l'état des installations dans les locaux des pompes RCV, EAS et RIS et REA. Les inspecteurs regrettent, une fois encore, que l'ensemble des documents demandés en préalable à l'inspection n'étaient pas disponibles. Au vu de l'examen des quelques gammes de maintenance préparées pour l'inspection, de celles transmises par la suite et de la visite terrain, les inspecteurs considèrent que la gestion de la maintenance sur votre CNPE doit faire l'objet d'améliorations et d'une plus grande rigueur.
## A. Demandes D'Actions Correctives Disponibilité Des Documents
Plus de 15 jours avant l'inspection, les inspecteurs vous ont demandé de tenir à disposition différentes gammes de maintenance, des rapports de fin d'intervention, des bilans de santé, la liste des demandes de travaux (DT) en cours ainsi que les indicateurs à J0-4 mois pour les 2 arrêts de réacteurs de l'année 2017. Dans mon courrier référencé CODEP-OLS-2017-008415 en date du 27 février 2017, je vous ai déjà rappelé les dispositions réglementaires suivantes définies par l'article 2.5.6 de l'arrêté [4] : « 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 ». Si les rapports de fin d'intervention, les bilans de santé, la liste des DT en cours et les indicateurs à J0-4 mois pour les 2 arrêts de réacteurs de l'année 2017 étaient disponibles lors de l'inspection, seule la moitié des gammes de maintenance demandées a été fournie soit au jour de l'inspection soit à la suite de cette dernière. La liste des documents demandés avait, de plus, fait l'objet d'un échange téléphonique entre les inspecteurs et vos représentants pour clarifier l'attendu. En conséquence, je réitère la demande formulée dans le courrier précité et dans plusieurs lettres de suites d'inspection rédigées cette année. Demande A1 : je vous demande de mettre en place l'organisation nécessaire pour répondre aux dispositions réglementaires précitées, permettant en toutes circonstances de tenir à disposition des inspecteurs les documents demandés.
## Rapports De Fin D'Intervention Sur Les Pompes 2 Rcp 051 Et 054 Po
Les inspecteurs ont consulté les rapports de fin d'interventions réalisées lors de l'arrêt du réacteur n°2 en 2016 sur les pompes primaires 2 RCP 051 et 054 PO. Ce rapport fait état de l'absence de 60 camelocks au niveau de ces pompes. La DT n°265223 a été émise pour remettre en place ces 60 camelocks manquants. Cette DT a été soldée alors que seuls 16 camelocks ont été remis en place sur les 60 camelocks absents. La DT précise que seuls 16 camelocks étaient disponibles. Après recherche, vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter une DT demandant la mise en place des 44 camelocks complémentaires. L'écart détecté initialement (absence de 60 camelocks) n'a donc pas été totalement résorbé alors que la DT a été soldée. L'absence des 44 camelocks complémentaires n'est donc plus suivie, ce qui n'est pas conforme à l'article 2.7.3 de l'arrêté du 7 février 2012 qui stipule :
« A partir des analyses réalisées en application des articles 2.7.1 et 2.7.2, l'exploitant :
- identifie les éventuelles actions préventives, correctives ou curatives possibles ;
- les hiérarchise en fonction de l'amélioration attendue et programme leur déploiement en conséquence ;
- les met en œuvre, dans le respect des procédures de modification définies aux chapitres VII et VIII du titre III du décret du 2 novembre 2007 susvisé »
Les inspecteurs constatent que la mise en œuvre des actions correctives définies n'a été que partielle.
Lors du suivi de l'arrêt du réacteur n°2 en 2017, les demandes suivantes ont été faites au CNPE :
- remettre en place les camelocks manquants sur les pompes primaires 2 RCP 051 et 054 PO
lors de l'arrêt du réacteur n°2 sur l'année 2017 ;
- définir et mettre en place les actions nécessaires pour que les écarts détectés soient entièrement résorbés avant d'être soldés ;
- vous positionner sur la nature de cet écart notamment vis-à-vis de la conformité aux plans et de l'impact potentiel, particulièrement en cas de séisme, sur les pompes primaires.
Demande A2 : je vous demande de m'expliquer comment la DT n°265223 relative à l'absence de 60 camelocks sur les pompes primaires 2 RCP 051 et 054 PO a pu être soldée alors que l'écart n'était que partiellement traité.
## Fuites D'Huile Et De Bore
Les inspecteurs ont souhaité visualiser sur le terrain l'état des installations et des équipements pour lesquels les gammes de maintenance avaient été demandées. Il s'avère que de nombreuses traces ou fuites d'huile et de bore ont été constatées, notamment sur les équipements suivants :
- 1 RCV 191 PO ;
- 1 RCV 024 LP ;
- 1 RCV 171 PO ;
- 1 RCV 172 PO ;
- 1 EAS 401 VR ;
- 1 RIS 031 PO ;
- 1 RIS 023 LP ;
- 1 RIS 051 PO ;
- 1 EAS 052 PO ;
- 1 RIS 032 PO ;
- 1 RIS 042 PO ;
- 1 RIS 042 LP ;
- 1 REA 041 PO.
Parmi les fuites constatées sur ces différents équipements lors de l'inspection, certaines étaient déjà identifiées directement sur les équipements par un affichage spécifique indiquant la date de détection et le numéro de DT (ou DI pour les plus anciennes). L'affichage le plus ancien concernait une fuite datant de 2012. Les inspecteurs ont consulté les DT associées aux affichages identifiés. Elles se sont avérées soldées pour la majorité. Les fuites ont donc probablement été réparées, mais sont réapparues puisque des traces d'huile ou de bore étaient présentes au jour de l'inspection et aucune nouvelle DT n'était ouverte. Ainsi, si l'identification des fuites semble une bonne pratique, elle peut s'avérer inadaptée si elle n'est pas rigoureuse. En effet, un affichage inapproprié peut tromper un intervenant qui visualiserait une fuite mais pourrait penser que cette dernière est en cours de traitement et ne se réinterrogerait donc pas sur son origine, sa récurrence et au final sur l'état du matériel concerné. Les affichages doivent donc être retirés lorsque les fuites sont réparées, en associant leur retrait au solde de la DT.
Demande A3 : je vous demande :
- De retirer les affichages relatifs aux fuites dont les DI/DT ont été soldées ;
- De procéder aux nettoyages nécessaires à l'élimination des traces de fuite ;
- De réaliser une ronde initiale après nettoyage ;
- D'ouvrir des DT pour l'ensemble des fuites qui seront revues lors de cette ronde initiale.
Je vous demande par ailleurs de mettre en place une organisation pérennisant ces dispositions. Vous me rendrez compte des actions engagées en ce sens.
## Visite Terrain
Lors de leur visite terrain les inspecteurs ont constaté différentes anomalies. Il s'agit notamment de :
- Un échafaudage non sécurisé en partie haute dans le local LD506 ;
- Un bras de levage présent dans le local de la pompe 1 RIS 032 PO dont l'arrimage est à reprendre pour éviter un choc avec les équipements présents en cas de séisme ;
- Une fuite sur le réseau d'eau DEG dans le local LC510 ;
- Un câble électrique coupé et pendant ainsi qu'une prise électrique fragile (pour quick look selon vos représentants) non protégée au niveau de 1 RCV 190 VB.
Demande A4 : je vous demande de résorber les anomalies constatées en inspection et listées ci-dessus. Par ailleurs, les inspecteurs relèvent que la présence de « Safrap » en LC0315 est récurrente. Si l'entreposage temporaire de soude dans ce local est envisageable au regard de certains travaux et activités réalisés sur les bâches à soude, la zone ne doit pas pour autant être considérée comme une zone d'entreposage pérenne. Demande A5 : je vous demande de prendre des dispositions pour procéder à une évacuation régulière des bâches à soudes présentes en LC0315 et locaux avoisinants.
## Examen Des Gammes De Maintenance
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont consulté quelques gammes de maintenance sur place et le reste des gammes fournies au bureau. Il s'avère que la quasi-totalité des gammes examinées comporte des erreurs, des valeurs non renseignées, des corrections manuelles non identifiées ou des incohérences. Les inspecteurs ont toutefois noté une bonne pratique sur la gamme de maintenance de la pompe 1 RCV 191 PO qui consiste à identifier et signer les corrections manuelles faites sur la gamme de maintenance. Les gammes de maintenance examinées concernaient les matériels :
- 1 SEC 001 et 004 PO (visite complète 2011 et 2013) ;
- 2 ASG 021 PO (visite hydraulique pompe ASG P4 du 27/08/2016) ;
- 2 ASG 022 PO (échange standard de la pompe du 26/08/2016) ;
- Pompe SEC sans repère fonctionnel ne permettant pas d'identifier le réacteur et la pompe concernés (Dépose et repose moteur, dépose hydraulique, visite palier de 2013-2014) ;
- 2 SEC 001 PO (visite complète du 27/01/2011) ;
- 2 SEC 004 PO (visite complète du 09/02/2016) ;
- Thermocouples du circuit SEC du réacteur n°2 (014, 024, 034, 044 et 054 MT).
Ce contrôle a permis d'identifier les écarts suivants, concernant :
- La rigueur apportée à la qualité des documents :
o Absence de visa du contrôleur ;
o Repère fonctionnel de l'équipement non mentionné et ne permettant pas de savoir sur quel appareil l'opération de maintenance a été réalisée ;
o Absence de numéro d'identification du matériel de mesure utilisé pour les contrôles ;
o Pas de date de fin des opérations de contrôles ;
o Contrôle post-activité non renseigné.
- Des écarts aux valeurs attendues :
o Valeurs raturées ou corrigées à la main sans identification du correcteur ;
o Valeurs non renseignées lors de contrôle dimensionnel ;
o Des résultats de contrôle ne permettant pas de juger de leur acceptabilité ;
o Valeurs hors tolérances (jeux, piston d'équilibrage, accostage, accouplement…).
- Des informations incohérentes ou absentes :
o Absence d'un joint avec indication de sa présence ;
o Contrôle d'un joint v-ring indiquant qu'il est en bon état avec commentaire « pas de joint v-ring sur le moteur » ;
o PV de lignage nourricière renvoi d'angle indiquant l'absence d'appareil de lignage et donc l'absence de contrôle, mais PV noté tout de même conforme ;
o Valeurs hors tolérances lors du contrôle des jeux hydrauliques axiaux (repose hydraulique).
A toute fin utile, je vous rappelle que l'article 2.5.3 de l'arrêté du 7 février 2012 stipule :
« 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 gammes de maintenance consultées ne permettent pas de distinguer les critères relevant d'exigences définies associées aux EIP contrôlés. L'ensemble des constats qui précèdent suggère quoiqu'il en soit une qualité insuffisante du renseignement des gammes de maintenance, le constat avait déjà été fait lors de l'inspection du 22 février 2017, ce qui avait donné lieu à la demande A3. Si j'ai bien noté votre intention d'intégrer dans votre plan de contrôle interne un contrôle sur la qualité du renseignement des procédures, il conviendra également d'introduire des mesures de contrôle systématiques. Demande A6 : je vous demande :
- de revoir et de corriger l'ensemble des gammes de maintenance listées ci-dessus ;
- de vous positionner sur les valeurs hors tolérance relevées, en précisant ce qui vous a conduit à laisser les équipements en l'état ;
- de prendre les dispositions nécessaires pour assurer un contrôle rigoureux des opérations de maintenance des équipements. Le contrôle devra en tout état de cause permettre de répondre aux exigences de l'article 2.5.3 de l'arrêté du 7 février 2012.
Vous me préciserez les actions engagées en ce sens.
# B. Demandes De Compléments D'Information
Néant
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## C. Observations Ecu050 Et Comsat
C1 : Les inspecteurs ont consulté la gamme de l'ECU050 et le rapport de la COMSAT relatifs à l'arrêt, en 2017, du réacteur n°1 et qui listent les différents écarts ou plans d'actions non résorbés avant la divergence du réacteur. Les preuves de la résorption des écarts listés dans les documents consultés ont pu être consultées par les inspecteurs et n'ont pas amené de remarque particulière, ce qui laisse penser que cette étape est correctement gérée par vos équipes.
## �
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 par Pierre BOQUEL |
INSSN-LYO-2017-0058 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 27 juillet 2017 N/Réf : CODEP-LYO-2017-030997 **Monsieur le Directeur**
Electricité de France CNPE du Bugey BP 60120 01155 LAGNIEU Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire du Bugey (INB n°78 et 89) Inspection INSSN-LYO-2017-0058 du 10 juillet 2017 Thème : « Gestion des sources, gammagraphie »
Réf. : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Référence à rappeler dans toute correspondance : INSSN-LYO-2017-0058 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, une inspection a eu lieu le 10 juillet 2017 sur la centrale nucléaire du Bugey, sur le thème « Gestion des sources, gammagraphie ». 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 de la centrale nucléaire du Bugey du 10 juillet 2017 portait sur le thème « Gestion des sources, gammagraphie ». Les inspecteurs ont notamment contrôlé l'organisation mise en place par le site pour la gestion du stockage et de l'utilisation des sources radioactives (appareil à rayons X, sources scellées et sources non scellées). Les inspecteurs se sont rendus dans les locaux de stockage et/ou d'utilisation des sources radioactives du service sûreté, sécurité et radioprotection (SSR) dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) de la tranche 0, du laboratoire de chimie de la tranche 0 et dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires général (BANG). Les inspecteurs ont constaté une prise en compte globalement satisfaisante des dispositions réglementaires de radioprotection des travailleurs, du public et de l'environnement. Les inspecteurs ont noté la mise en place d'une formation complémentaire pour la manipulation et la gestion des stockages des sources radioactives (MSR), l'attribution d'un budget pour faire reprendre les sources radioactives sans usage ou périmées sur le site et la réalisation d'une revue de conformité des locaux de stockage des sources radioactives. Toutefois, des progrès sont attendus dans la tenue à jour de la liste des locaux de stockage et d'utilisation présents sur le site, sur l'exhaustivité du contrôle de conformité au référentiel de conception et d'utilisation des locaux d'utilisation des sources et sur la mise en œuvre des contrôles techniques internes de radioprotection sur les locaux/appareils d'utilisation des sources radioactives. Une attention particulière doit être portée à la qualité et à l'exhaustivité des contrôles techniques internes de radioprotection.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Programme des contrôles réglementaires de radioprotection En application de l'article 3 de la décision n°2010-DC-0175 de l'ASN du 4 février 2010 homologuée par l'arrêté ministériel du 21 mai 2010 relative aux modalités de réalisation des contrôles techniques de radioprotection, « *l'employeur établit le programme des contrôles externes et* internes ». La note site « Note technique - Programme de contrôle des activités réglementaires du service sécurité radioprotection » référencée D5110/NT/10170 indice 3 précise la périodicité des contrôles réglementaires réalisés sur le site. Les inspecteurs ont constaté que la note site référencée D5110/NT/10170 indice 3 mentionne des périodicités qui ne correspondent toutes à celles fixées par l'arrêté du 21 mai 2010. Les écarts constatés sont :
- Les sources scellées des chaines de contrôle de la radioactivité (KRT) doivent être contrôlées semestriellement et non annuellement sauf justification tracée dans un document interne ;
- Les sources non-scellées doivent être contrôlées mensuellement sauf si elles ne sont pas utilisées dans le mois ce qui nécessite de suivre l'utilisation de ces sources et non semestriellement ;
- Les appareils à rayons X soumis au régime d'autorisation de l'ASN doivent être contrôlés semestriellement et non annuellement.
Les inspecteurs ont toutefois noté que le site réalise les contrôles réglementaires à la périodicité prévue par l'arrêté du 21 mai 2010. Demande A1 : Je vous demande de modifier la note site « Note technique - Programme de contrôle des activités réglementaires du service sécurité radioprotection » référencée D5110/NT/10170 indice 3 afin que les périodicités de contrôles des sources radioactives soient conformes à l'arrêté du 21 mai 2010 relative aux modalités de réalisation des contrôles techniques de radioprotection.
## Contrôles Internes De Radioprotection
En application de l'article R. 4451-29 du code du travail, « l'employeur procède ou fait procéder à un contrôle technique de radioprotection des sources et des appareils émetteurs de rayonnements ionisants ». En application de l'article R. 4451-30 du code du travail, « l'employeur procède ou fait procéder à des contrôles techniques d'ambiance ». L'arrêté ministériel du 21 mai 2010 relatif aux modalités de réalisation des contrôles techniques de radioprotection précise le contenu des contrôles à réaliser. Les inspecteurs ont noté que les contrôles techniques et d'ambiance internes sont réalisés par un prestataire. Les derniers contrôles mensuels ont été réalisés en juin 2017 (rapport référencé T 0104 17 RFI 14 2027 027A) et les derniers contrôles semestriels en mai 2017 (rapport référencé T 0104 17 RFI 14 2027 026A). Les inspecteurs ont constaté que tous les locaux d'utilisation et tous les appareils où sont utilisées les sources radioactives ne font pas l'objet des contrôles réglementaires internes de radioprotection. Demande A2 : Je vous demande de réaliser les contrôles techniques internes de radioprotection et les contrôles d'ambiance internes dans tous les locaux ou tous les appareils où sont utilisées des sources radioactives en application des articles R. 4451-29 et R. 4451-30 du code du travail. Je vous rappelle que l'article 3 de l'arrêté du 21 mai 2010 relatif aux modalités de réalisation des contrôles techniques de radioprotection vous permet, sur justification, d'ajuster l'étendue et la nature des contrôles internes.
Les inspecteurs ont constaté que les rapports des contrôles techniques internes de radioprotection ne reprenaient pas l'ensemble des points à contrôler mentionnés à l'annexe 1 de l'arrêté ministériel du 21 mai 2010 relatif aux modalités de réalisation des contrôles techniques de radioprotection. Les inspecteurs citent quelques exemples des éléments qui n'ont pas été trouvés dans le rapport des contrôles semestriels de mai 2017 (rapport référencé T 0104 17 RFI 14 2027 026A) :
- Le contrôle de la signalisation des sources scellées (exemple des chaines KRT) ;
- Le contrôle administratif de l'autorisation ASN T010316 de détenir et d'utiliser des appareils à rayons X ;
- Le contrôle administratif de l'autorisation ASN de prolonger la durée d'utilisation d'une source radioactive d'étalonnage de chaine KRT référencée Codep-Lyo-2016-040947 ;
- Le contrôle des conditions de maintenance et des accessoires des appareils à rayons X ;
- Le contrôle de la conformité des appareils à rayons X aux normes applicables (NFC 15160) ;
- Les contrôles spécifiques liés au gammagraphe détenu par le site ; - Le contrôle des activités maximales détenues dans l'établissement pour les sources scellées …
Demande A3 : Je vous demande de contrôler l'intégralité des points demandés par l'annexe 1 de l'arrêté du 21 mai 2010 relatif aux modalités de réalisation des contrôles techniques de radioprotection. Les inspecteurs ont constaté des éléments non satisfaisants dans les réponses apportées dans les contrôles techniques réalisés et par exemple :
- Le film dosimétrique passif individuel est considéré comme un moyen de protection individuel au même titre que la formation du personnel (cf le contrôle des appareils à rayons X) ;
- Il n'a pas été noté que la demande sur les moyens de contrôler l'expansion d'une contamination pour des appareils à rayons X était sans objet.
Demande A4 : Je vous demande contrôler la qualité du rapport des contrôles techniques internes de radioprotection que vous sous-traitez à un organisme agréé par l'ASN en application de l'article R. 4451-33 du code du travail. Je vous rappelle que l'employeur reste responsable des résultats et de la qualité des contrôles techniques internes de radioprotection réalisés dans ses installations. Contrôles techniques externes de radioprotection L'article R. 4451-32 du code du travail prévoit que « l'employeur fait procéder périodiquement, par un organisme agréé (…), aux contrôles des sources et des appareils émetteurs de rayonnements ionisants ». L'arrêté ministériel du 21 mai 2010 relatif aux modalités de réalisation des contrôles techniques de radioprotection précise le contenu et la périodicité des contrôles à réaliser.
Les inspecteurs ont noté que les contrôles externes de radioprotection sont réalisés par un organisme agréé par l'ASN. Les derniers contrôles ont été réalisés en octobre 2016 et tracés dans le rapport référencé CDP/RP/0045/16.0074. Les inspecteurs ont constaté que certaines sources n'ont pu être contrôlées à cause de la présence de chantiers ou de leur localisation en hauteur du fait de l'absence de dispositifs pour y accéder. Ces sources n'ont pas été contrôlées depuis cette date par l'organisme agréé.
Demande A5 : Je vous demande de faire réaliser les contrôles techniques externes de radioprotection sur l'ensemble de vos sources radioactives en application de l'article R.
4451-32 du code du travail. Vous mettrez à disposition de l'organisme agréé les moyens matériels pour qu'il puisse réaliser sa mission de contrôle. Liste des locaux de stockage et d'utilisation des sources radioactives L'article 2.4.1-I de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base (dit INB) 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 ». La note site « Règles générales d'exploitation REP, chapitre 4 - Organisation de la radioprotection » référencée D5110/RGE/004 indice 8 établit la liste des locaux de stockage des sources radioactives.
Les inspecteurs ont constaté que les numéros des locaux de stockage ne sont pas à jour. En effet, les sources ne sont pas stockées dans le local L092 des locaux sources des BAN 0 et 9 mais dans le local L093. De plus, le local L070d est mentionné pour le local de stockage de la chimie du BAN 9 alors que c'est un local d'utilisation de sources radioactives. Les inspecteurs ont également constaté que cette note ne reprenait pas la liste des locaux d'utilisation des sources radioactives. Demande A6 : Je vous demande de mettre à jour et de compléter la note site « Règles générales d'exploitation REP, chapitre 4 - Organisation de la radioprotection » référencée D5110/RGE/004 indice 8 avec les éléments suivants :
- **La mise à jour des locaux de stockage des sources radioactives ;** - **L'intégration de la liste des locaux d'utilisation des sources radioactives.**
Contrôle de conformité des locaux de stockage et d'utilisation au référentiel de conception et d'exploitation La note site « Note processus élémentaire gérer les sources radioactives - 4.TIR-02 » référencée D5110/NPE/15031 indice 2 indique qu'un contrôle de conformité des locaux d'utilisation des sources radioactives doit être réalisé suivant la procédure nationale de prévention « Contrôle des locaux d'utilisation des sources radioactives » référencée D2000-PNP-010 indice 0.
Les inspecteurs ont constaté qu'aucune périodicité minimale de contrôle de la conformité des installations d'utilisation des sources radioactives n'a été fixée. De plus les inspecteurs ont constaté que les appareils à rayons X présents sur le site ne font pas l'objet d'un contrôle de conformité périodique. Demande A7 : Je vous demande de fixer une périodicité minimale à respecter pour le contrôle de la conformité des locaux d'utilisation des sources radioactives dans la note site « Note processus élémentaire gérer les sources radioactives - 4.TIR-02 » référencée D5110/NPE/15031 indice 2.
Demande A8 : Je vous demande de mettre en place un contrôle de la conformité des locaux d'utilisation des appareils à rayons X et ainsi de mettre à jour la note site « Note processus élémentaire gérer les sources radioactives - 4.TIR-02 » référencée D5110/NPE/15031 indice 2. Vous indiquerez selon quel référentiel ce contrôle s'effectuera. Formation Manipulateur de sources radioactives (MSR) La note site « Note processus élémentaire gérer les sources radioactives - 4.TIR-02 » référencée D5110/NPE/15031 indice 2 précise les critères d'habilitation pour utiliser des sources radioactives ou les changer de localisation. Les inspecteurs ont noté que les responsables des lieux de stockage de sources et les personnes habilitées à l'utilisation des sources doivent avoir une autorisation MSR. Les inspecteurs ont constaté que la note site référencée D5110/NPE/15031 ne précisait pas de périodicité de renouvellement de la formation MSR ni de critère de maintien de l'autorisation MSR qui est accordée par les chefs de service. De plus, cette note site ne précise pas l'obligation d'avoir l'autorisation MSR pour les responsables des locaux de stockages des sources.
Demande A9 : Je vous demande de compléter la note site « Note processus élémentaire gérer les sources radioactives - 4.TIR-02 » référencée D5110/NPE/15031 indice 2 en précisant les éléments suivants :
- **Les critères de maintien de l'autorisation MSR ;** - **La périodicité du renouvellement de la formation MSR ;** - **Les critères d'habilitation des responsables des locaux de stockage des sources**
radioactives.
Détecteur de fumée à chambre d'ionisation (DFCI) La note site « Note processus élémentaire gérer les sources radioactives - 4.TIR-02 » référencée D5110/NPE/15031 indice 2 indique que les DFCI doivent être conditionnés dans des sacs plastiques ou équivalents dès leur dépose.
Les inspecteurs ont constaté dans le coffre de stockage des DFCI contaminés situés dans le local source du BAN 0 (local L093) que des DFCI étaient posés dans le coffre sans protection ni sac plastique. Demande A10 : Je vous demande de conditionner dans des sacs plastiques les DFCI qui sont stockés dans le local source BAN 0 sans protection. Vous sensibiliserez le personnel au respect de la note site « Note processus élémentaire gérer les sources radioactives - 4.TIR-02 » référencée D5110/NPE/15031 indice 2.
## B. Compléments D'Information
Gestion des sources radioactives non utilisées L'article R. 1333-52 du code de la santé publique précise que « Tout utilisateur de sources radioactives scellées est tenu de faire reprendre les sources périmées ou en fin d'utilisation par le fournisseur. » Les inspecteurs ont noté que le site a mis en œuvre une action forte de reprise des sources scellées non utilisées ou périmées pour 2016 et 2017 (environ 200 sources scellées seront reprises). Après cette campagne, il restera environ 40 sources à faire reprendre par d'autres fournisseurs que le Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA). Demande B1 : Je vous demande de transmettre à la division de Lyon de l'ASN un engagement et un échéancier de reprise de la quarantaine de sources radioactives qui resteront à faire reprendre après la campagne de septembre 2017 en application de l'article R. 1333-52 du code de la santé publique.
7 Autorisation ASN de l'entreprise utilisatrice de votre gammagraphe L'article R. 1333-17 du code de la santé publique précise que l'utilisation de radionucléides relève du régime d'autorisation auprès de l'ASN notamment en ce qui concerne les sources de haute activité. Les inspecteurs n'ont pu avoir accès à l'autorisation délivrée par l'ASN au prestataire qui utilise l'appareil de gammagraphie qui appartient à la centrale nucléaire du Bugey. Demande B2 : Je vous demande de transmettre à la division de Lyon de l'ASN la copie de l'autorisation délivrée par l'ASN à cette entreprise pour utiliser votre appareil de gammagraphie en application de l'article R. 1333-17 du code de la santé publique. Contrôle de conformité des locaux de stockage au référentiel de conception et d'exploitation La note site « Note processus élémentaire gérer les sources radioactives - 4.TIR-02 » référencée D5110/NPE/15031 indice 2 indique qu'un contrôle de conformité est réalisé par la personne compétente en radioprotection (PCR) en cas de travaux, de création d'un nouveau local ou a minima tous les 3 ans suivant la procédure nationale de prévention « Contrôle des locaux de stockage des sources radioactives » référencée D2000-PNP-009 indice 0 dans les locaux de stockage des sources radioactives. Le document « Référentiel de conception et d'exploitation des locaux de stockage et d'utilisation des sources nécessaires au fonctionnement de l'INB » référencé D4550.35-08/2440 indice 0 sert de base au contrôle de conformité des locaux contenant des sources radioactives.
Les inspecteurs ont noté que le contrôle de la conformité des locaux de stockage des sources radioactives se faisait selon le document référencé D4550.35-08/2440. Ce document ne fait pas référence à la procédure nationale de prévention référencée D2000-PNP-009 qui est mentionnée dans la note site référencée D5110/NPE/15031. Demande B3 : Je vous demande de me préciser quel est le référentiel qui est appliqué pour le contrôle tous les 3 ans des locaux de stockage des sources radioactives (la procédure nationale de prévention « Contrôle des locaux de stockage des sources radioactives » référencée D2000-PNP-009 indice 0 ou le document « Référentiel de conception et d'exploitation des locaux de stockage et d'utilisation des sources nécessaires au fonctionnement de l'INB » référencé D4550.35-08/2440 indice 0). Vous mettrez, si besoin, la note site « Note processus élémentaire gérer les sources radioactives - 4.TIR-02 » référencée D5110/NPE/15031 indice 2 à jour. Inventaire des sources radioactives Les inspecteurs ont constaté un écart entre l'inventaire national des sources radioactives (SIGIS)
et l'inventaire du site (MANON). Demande B4 : Je vous demande de me préciser les raisons qui expliquent cet écart entre les deux inventaires (sources en dessous des seuils d'exemption, sources évacuées …).
## C. Observations
Désignation des suppléants des responsables des locaux de stockage des sources radioactives Les inspecteurs ont noté que des suppléants aux responsables des locaux de stockage des sources radioactives de la section chimie sont en cours de désignation. C1 : Je vous encourage à finaliser dès que possible la désignation des suppléants des responsables des locaux de stockage des sources radioactives de la section chimie et de mettre à jour les consignes d'accès et d'utilisation des sources radioactives présentes à l'entrée des différents locaux de la section chimie.
C2 : Je vous encourage à étendre cette réflexion de mise en place de suppléants dans les autres services qui détiennent ou utilisent des sources radioactives. Détecteur de fumée à chambre d'ionisation (DFCI) Les inspecteurs ont noté que le site détenait des DFCI contaminés qui ne peuvent pas suivre la voie classique de reprise de ces sources radioactives dans le cadre de l'action nationale de reprise des DFCI. Le site est en contact avec l'Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) pour reprendre ces DFCI. C3 : Je vous encourage à finaliser la démarche de reprise des DFCI contaminés avec l'ANDRA
dès que possible afin de finaliser la reprise de vos DFCI pour l'échéance nationale de 2021.
## * * *
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de **deux mois**, sauf mention contraire. 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 de l'ASN
signé par Olivier VEYRET |
INSSN-OLS-2017-0382 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2017-042618 Orléans, le 19 octobre 2017 Monsieur le Directeur du CNPE de Chinon Atelier des Matériaux Irradiés - INB 94 BP 80 37420 AVOINE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Site EDF de Chinon - Atelier des Matériaux Irradiés - INB n° 94 Inspection n° INSSN-OLS-2017-0382 du 5 octobre 2017 « Visite générale »
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 5 octobre 2017 à l'Atelier des Matériaux Irradiés de Chinon sur le thème « Visite générale ».
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 5 octobre 2017 à l'Atelier des Matériaux Irradiés (AMI) du Centre Nucléaire de Production d'Electricité (CNPE) de Chinon, à thématique générale, a porté plus particulièrement sur la gestion des déchets et le zonage déchets.
Après un point d'actualité de l'installation, les inspecteurs ont examiné la gestion du zonage déchets de l'installation et la gestion des différents déchets, entreposés pour certains de longue date dans l'installation, générés par la fin des opérations d'expertises et par les opérations de préparation au démantèlement futur de l'installation. Les conditions d'exécution de ces opérations, la traçabilité des opérations et des déchets conditionnés pour évacuation, les dispositions organisationnelles associées et les perspectives en termes d'actions futures ont été particulièrement examinées.
L'ensemble des entreposages et les locaux où se déroulent les opérations ont été visités. Il ressort de l'inspection que la gestion d'ensemble des déchets de l'installation est satisfaisante, les équipes opérationnelles apparaissent efficientes pour assurer en particulier la traçabilité des déchets et le déroulement des opérations selon des dispositions d'assurance qualité détaillées. Par ailleurs, l'action en cours visant à optimiser le classement de la propreté radiologique des locaux apparaît pertinente et bien avancée.
Cependant, quelques points relatifs à la signalétique déchets, au transport interne et au traitement d'écart nécessitent plus de rigueur ou vigilance. Quelques dispositions, actions et constatations doivent être précisées et expliquées.
## A. Demandes D'Actions Correctives Signalétique Du Zonage Déchets
Au cours de la visite du parc d'entreposage AP 230, les inspecteurs ont constaté que la signalétique du zonage déchets n'était pas en place.
Demande A1 : je vous demande de mettre en place la signalétique du zonage déchets du parc AP 230 conformément aux dispositions applicables au zonage déchets.
## Transport Interne De Conteneur De Déchets
Vous avez présenté les documents de transport de plusieurs conteneurs de déchets entre le bâtiment E261 et le local S270 du bâtiment principal.
Sur les 3 documents consultés par les inspecteurs, la catégorie des colis n'était pas renseignée. Demande A2 : je vous demande d'être vigilant dans le renseignement des documents de transport interne que vous avez mis en application.
## Traitement Des Écarts
Différents écarts ou constats figurant dans vos bases ont été examinés. Le constat CS-201703-01846 enregistré le 15 mars 2017 porte sur la présence au bâtiment atelier chaud (BAC), qui se charge de l'expédition de fûts de déchets venant de l'AMI, de 15 fûts contaminés extérieurement parmi 36. Il a été constaté que ce type d'écart était régulier et que le pourcentage de fûts contaminés croît au fil du temps. De plus, les PV de contrôles radiologiques fournis par l'AMI pour chaque colis indiquent une non contamination.
Le traitement du constat indique qu'aucune action n'y est associée, le constat est pourtant à l'état clos.
Demande A3 : je vous demande de justifier d'un traitement de cet écart en traçant notamment les actions prises pour améliorer les dispositions de contrôle de non contamination des fûts, voire d'autres types de colis, au sein de l'AMI.
## B. Demandes De Compléments D'Information Contrôle Au C2
A la suite de la visite des aires extérieures et des bâtiments indépendants du bâtiment principal, le contrôle au C2 a détecté des contaminations vestimentaires de trois visiteurs.
Pour les bâtiments visités, leurs zonages radiologiques et leurs zonages déchets (zonage conventionnel ou de classe de propreté « nucléaire propre », selon les locaux) ne présageaient pas de possibles contaminations.
Demande B1 : je vous demande de m'indiquer l'analyse que vous faites des contaminations détectées et les conclusions et actions que vous en tirez.
## Bâtiment D'Entreposage Des Emballages Iu
Le bâtiment d'entreposage des emballages IU n'est pas encore exploité, mais a été réceptionné.
Au vu de la visite du bâtiment et par comparaison au dossier sur lequel l'ASN s'était basée pour autoriser l'entreposage des colis IU dans ce bâtiment, il ressort que la disposition visant à surélever les colis pour les protéger contre le risque d'inondation externe a été, ou mise en œuvre de façon différente du descriptif du dossier, ou non complètement mise en œuvre. En effet, le dossier prévoyait des plots de supportage des colis. Cette disposition semble avoir était remplacée par une rehausse du niveau de la dalle en béton du bâtiment. Demande B2 : je vous demande de m'indiquer les dispositions de surélévation de colis IU retenues pour les protéger contre le risque d'inondation externe. En tout état de cause, je vous demande de m'indiquer le niveau NGF de la dalle du bâtiment.
## Système D'Extinction Incendie
Vous avez indiqué qu'un système d'extinction incendie avait été mis hors service dans le laboratoire des essais mécaniques, avec intervention du service d'inspection reconnu (SIR) pour vidange des réservoirs sous pression. Le cadre de cette mise hors service doit être précisé.
Demande B3 : je vous demande de m'indiquer, sous quinze jours, le système concerné, les opérations faites, et la place de ce système dans le référentiel de l'installation, les règles générales d'exploitation et les fiches d'actions incendie notamment.
## Point À Risque Dans Le Local E260
Dans ce local, une zone peinte au sol est censée signaler un point à risque (point de contamination dans le sol). Lors d'inspections précédentes (en particulier lors de l'inspection du 21 octobre 2014), la présence de ce point à risque était indiquée par une affiche à l'entrée du bâtiment. Cette affiche n'existe plus.
La fiche de zonage déchets du local fait état de contaminations sous-jacentes possibles.
Cependant la présence d'un point à risque, identifié et délimité, n'y est pas indiquée.
La traçabilité documentaire de ce point à risque n'apparaît pas effective. Demande B4 : je vous demande de m'indiquer les dispositions de traçabilité d'un tel point à risque au regard des dispositions de l'étude déchets.
## C. Observations
Néant.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention particulière de la demande B3, 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 Signée par : Olivier GREINER |
INSSN-LIL-2017-0256 | DIVISION DE LILLE
Lille, le 30 août 2017 CODEP-LIL-2017-035224 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité B.P. 149 59820 GRAVELINES
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Gravelines - INB n° 97 Inspection INSSN-LIL-2017-0256 effectuée les 6 et 10 juillet 2017 Thème : "Inspections de chantiers durant l'arrêt pour maintenance du réacteur n° 3 (ASR34/2017)"
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 (INB) en référence, une inspection a eu lieu les 6 et 10 juillet 2017 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème "Inspections de chantiers durant l'arrêt pour maintenance du réacteur n° 3". Cet arrêt, qui constituait en un arrêt simple pour rechargement, a débuté le 24 juin 2017 et s'est terminée le 12 août 2017.
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
Cette inspection avait pour objet l'examen des chantiers en cours lors de l'arrêt pour maintenance et rechargement du réacteur n° 3. Plusieurs chantiers ont été inspectés, principalement situés dans le bâtiment réacteur (BR), le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), la station de pompage ainsi que la salle des machines. Les inspecteurs ont notamment vérifié par sondage, sur les chantiers inspectés, le respect par EDF et ses prestataires des règles de radioprotection, d'assurance qualité, de contrôle et de surveillance des interventions.
Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que parmi les principales observations, il convient de retenir des écarts relatifs à la traçabilité, à l'analyse des écarts et à la mise en place d'actions correctives et de contre-expertises adéquates, à la fiabilité et la complétude des informations communiquées à l'ASN, à la gestion du colisage et de l'entreposage dans le bâtiment réacteur et à la perte d'intégrité de la sectorisation incendie.
L'ensemble des remarques formulées à l'issue de ces visites de chantier est détaillé ci-après.
## A - Demandes D'Actions Correctives Absence De Boulonnerie Sur Le Vase D'Expansion 3 Lhp 261 Ba
Dans le cadre de la maintenance effectuée lors l'arrêt du réacteur n° 3, le CNPE a réalisé un contrôle de conformité au plan des ancrages des vases d'expansion des circuits de refroidissement des diesels de secours LHP,
LHQ et LHT. A l'issue de ce contrôle, le CNPE a communiqué à l'ASN les écarts identifiés. Ces derniers concernaient uniquement les bacs de préparation 3 LHP 006 BA et 3 LHQ 006 BA. Suite à questionnement de l'ASN et de l'IRSN, le CNPE confirme l'absence d'écart sur les vases d'expansion. Le 6 juillet 2017, les inspecteurs visitent les vases d'expansion des diesels de secours LHP et LHQ et détectent l'absence d'une boulonnerie sur le vase d'expansion 3 LHP 261 BA. Après de nombreuses sollicitations, le CNPE
indique que l'écart avait bien été identifié lors du contrôle terrain. Par contre, la traçabilité écrite de cet écart a été défaillante. En effet, à chaque écart identifié, une photo est associée. Pour cet écart, le rapport de contrôle indiquait "absence d'assemblage" mais la photo associée ne correspondait pas à cet écart. L'analyse du rapport de contrôle terrain a conduit le CNPE a écarté cet écart et à ne pas le traiter.
Par ailleurs, l'ASN a dû demander au CNPE, lors de la réunion bilan du 12 juillet 2017, de mettre en place des actions correctives et notamment d'envisager de refaire un contrôle terrain pour s'assurer de la réelle conformité des vases d'expansion au plan de conception. Cette situation traduit un manque de culture de sûreté. En effet, l'identification d'un écart supplémentaire alors même que les contrôles avaient déjà été effectués remettent en cause légitimement la fiabilité des premiers contrôles et analyses. Le CNPE aurait pu proposer de lui-même une contre-expertise sans attendre que l'ASN le lui demande.
Je vous demande de définir un plan d'action pour éviter le renouvellement de ce type de situation.
Ce plan d'action devra garantir que :
- les écarts identifiés sur le terrain ne soient plus écartés sans justification adéquate, voire vérification supplémentaire sur le terrain ;
- des contre-expertises soient déclenchées lorsque des écarts supplémentaires sont identifiés après la réalisation des contrôles remettant ainsi en cause leur efficacité et leur fiabilité.
## Vous Me Fournirez Le Plan D'Actions Défini. Demande A2
Je vous demande de procéder à une analyse au regard de la directive DI 100, définissant les critères et les modalités de déclaration ou d'information à l'ASN des évènements survenant sur les installations nucléaires, concernant l'écart identifié par l'ASN au regard de la tenue au séisme du vase d'expansion.
## Communication D'Informations Partielles Ou Erronées À L'Asn
Les inspecteurs ont été confrontés à de nombreuses situations traduisant une défaillance des informations communiquées à l'ASN. En effet, les inspecteurs ont mis en exergue les points suivants :
- Contrôle de conformité au plan des ancrages des galeries SEC (circuit d'eau brute secourue) de la voie B Pour justifier les écarts identifiés suite à ce contrôle, le CNPE a fourni des FRE (Fiches de retour d'études). Or, pour la plupart des fiches transmises initialement, elles ne contenaient pas la première page, précisément la page spécifiant les actions à effectuer pour résorber les écarts.
## - Dossier De Suivi D'Arrêt Pour L'Autorisation De Divergence
La décision n° 2014-DC-0444 de l'ASN du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires à eau sous pression prescrit à l'article 2.4.2 : "La demande d'accord pour divergence du réacteur est accompagnée des éléments suivants : a) le bilan détaillé des activités réalisées pendant l'arrêt sur les EIP ainsi que les éventuelles différences par rapport aux activités listées dans le dossier de présentation de l'arrêt de réacteur […]".
En réponse à cette prescription, le CNPE a transmis le dossier de suivi d'arrêt SMA DSA DIV 17 03 Indice 0 en date du 21 juillet 2017. Après analyse de ce document, les inspecteurs ont constaté l'incomplétude du bilan des activités qui y figurait. Cela a nécessité une demande de complément et un ré-indiçage du document.
## - Nettoyage Du Local Borgne Attenant À La Piscine Du Bâtiment Réacteur
Suite à des écoulements d'eau borée au niveau de la paroi bétonnée du local du tube de transfert, appelé local borgne, l'ASN a demandé le nettoyage du voile et du sol de ce local avec transmission de photo comme mode de preuve.
Suite à une première intervention, le CNPE fournit une photo du local présentant encore des traces de bore au mur et au sol. Néanmoins, le CNPE justifie cette photo par : "Les taches blanches qui subsistent sur le voile correspondent à l'absence de peinture suite aux écoulements des années précédentes".
L'ASN constate que ces traces blanches subsistantes sur le voile sont également présentes au sol et sur le cadre métallique du tube transfert (suite au premier nettoyage, les traces blanches ont été étalées sur le voile, le cadre métallique et ont coulé au sol) et conclut que la justification du CNPE est incorrecte. L'ASN demande donc que le nettoyage soit effectué de manière satisfaisante. Cette situation a entrainé le doublement de dosimétrie, de façon injustifiée, lié à un premier nettoyage mal réalisé.
Ces situations ne sont pas satisfaisantes à plusieurs titres :
- d'un point de vue complétude et transparence des informations communiquées à l'ASN ;
- ces situations n'ont pas favorisé l'instruction des dossiers et le suivi de l'arrêt par l'ASN; - le dernier exemple met en évidence une dosimétrie non optimisée suite à une activité mal effectuée.
Je vous demande de mettre en place des actions correctives pour fiabiliser les informations communiquées à l'ASN.
## Colisage Et Entreposage Dans Le Bâtiment Réacteur
En réponse à la demande B1 de la lettre de suites CODEP-LIL-2016-035854 relative aux inspections de chantiers durant l'arrêt pour maintenance du réacteur n° 3 (VP33/2016), vous avez indiqué la mise à jour de la note D5130PRXXXORG5101 pour y intégrer l'organisation et le prescriptif relatifs à la gestion du colisage et de l'entreposage dans le bâtiment réacteur.
Par conséquent, les inspecteurs ont cherché à vérifier l'application de ces nouvelles dispositions. Lors de l'inspection du 6 juillet 2017, ils ont constaté qu'elles n'étaient pas connues et ainsi mal appliquées. On peut citer quelques exemples d'écarts identifiés lors de cette inspection concernant les zones de colisage matérialisées et les entreposages occasionnels pour les chantiers actifs visités dans le bâtiment réacteur :
- les prestataires et les responsables de zones (RZ) ont indiqué ne pas connaître les nouvelles dispositions relatives au colisage et à l'entreposage dans le bâtiment réacteur ;
- les fiches d'entreposage n'avaient pas été validées par la cellule colisage ;
- inadéquation entre les matériels présents entreposés et l'inventaire fait sur les fiches d'entreposage pour l'estimation de la charge calorifique ;
- les contrôles hebdomadaires par le métier n'avaient pas été effectués ;
- les contrôles de conformité devant être réalisés par les RZ n'étaient pas effectifs.
Je vous demande de veiller au respect des dispositions prévues par la note d'organisation du colisage D5130PRXXXORG5101 Indice 2 en date du 20 février 2017, en particulier les nouvelles prescriptions relatives au colisage et à l'entreposage dans le bâtiment réacteur.
## Radioprotection
Lors de l'inspection du 10 juillet 2017, les inspecteurs ont constaté que l'absence de balisage et de signalétique adéquate (par exemples : absence de rubalise délimitant la zone, de saut de zone…) du chantier de maintenance sur la vanne 3 REN 102 VP ne permettait pas de respecter les conditions d'accès au chantier, à savoir le port de cagoule, surbottes et combinaison en raison du risque de contamination même pour une simple visite sans intervention.
Je vous demande de veiller au bon balisage des chantiers afin de garantir le respect de leurs conditions d'accès.
Lors de l'inspection du 6 juillet 2017, les inspecteurs ont consulté les comptes rendus d'intervention des responsables de zone rencontrés. Ces derniers sont très succincts. A titre d'exemple, la partie "faits marquants" du rapport n'est jamais renseignée.
Je vous demande de veiller à la bonne traçabilité des écarts identifiés par les responsables de zone afin de disposer d'un retour d'expérience et d'identifier les écarts récurrents nécessitant la mise en place d'actions correctives de plus grande envergure.
## Perte D'Intégrité De La Sectorisation Incendie
Les inspecteurs ont constaté des irrégularités d'origine technique remettant en cause l'intégrité de la sectorisation incendie :
- le 6 juillet 2017, la porte coupe-feu 2 JSL 225 QF ne fermait pas correctement en raison de son groom défectueux ;
- le 10 juillet 2017, la porte coupe-feu à assistance électrique 3 JSK 204 QP était maintenue bloquée en ouverture par son système motorisé qui était manifestement déficient. Il est à noter que concernant cette porte, la lettre de suite CODEP-LIL-2016-035854 relatif à l'arrêt de 2016 faisait déjà état de cet écart.
Je vous demande de prendre les mesures afin d'assurer le respect de vos organisations en termes de sectorisation incendie et d'éviter les écarts récurrents. Vous me fournirez le plan d'actions mis en place en conséquence.
B - Demandes d'informations complémentaires Sans objet.
## C - Observations
C1 - La protection des joints de la porte du sas d'entrée du bâtiment réacteur à 8 mètres est détériorée. C2 - Lors de l'inspection du 6 juillet 2017, les inspecteurs ont identifié la présence de concrétion sur le coude d'une tuyauterie DVP (ventilation de la station de pompage) à proximité de la pompe 3 CRF 002 PO. Le CNPE a procédé au nettoyage de cette tuyauterie et a indiqué : "Suite à présence de coulures sur le calorifuge des tuyauteries DVP, le CNPE a procédé à une expertise de ces lignes, calorifuge déposé. Aucune anomalie ni trace de corrosion n'a été relevée lors de cet examen". 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, 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'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du pôle INB,
Signé par Jean-Marc DEDOURGE |
INSSN-MRS-2017-0529 | DIVISION DE MARSEILLE
Marseille, le 21/08/2017
# Codep–Mrs–2017-033900 Monsieur Le Directeur Du Cea Cadarache 13108 Saint Paul Lez Durance
Objet :
Contrôle des installations nucléaires de base Inspection no INSSN-MRS-2017-0529 du 2 août 2017 à Cadarache (INB 25 - RAPSODIE)
Thème « inspection générale »
Réf :
Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
## 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 de l'INB 25 - RAPSODIE a eu lieu le 2 août 2017 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 du 2 août 2017 portait sur le thème « inspection générale ».
L'inspection a principalement été consacrée au thème des déchets. Sur ce point, les inspecteurs ont examiné la traçabilité des déchets et leur entreposage ainsi que l'appropriation et la maîtrise de cette activité par les agents (CEA ou intervenant extérieur) pouvant être amenés à travailler sur ce thème. Les inspecteurs ont également examiné par sondage des fiches d'information radiologique (FIR) et des fiches d'écart et d'amélioration (FEA). Enfin, ils ont fait un point sur le suivi d'engagements, notamment concernant la précédente inspection.
Par ailleurs, les inspecteurs ont réalisé une visite de l'installation pour vérifier des zones d'entreposage. Ils se sont ainsi rendus sur la zone d'entreposage extérieure et dans les bâtiments 210, 213 et 214 dans lesquels certaines de ces zones ont été vérifiées par sondage. Ils ont également examiné, par sondage, l'affichage in situ du respect des périodicités de réalisation de contrôles règlementaires et de contrôles et essais périodiques (CEP). Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les évolutions de l'organisation et de l'exploitation de RAPSODIE sont satisfaisantes au regard des efforts et des engagements des agents de l'installation. Néanmoins, des améliorations sont attendues concernant l'étiquetage des contenants ainsi que leur localisation. De plus, il conviendra d'être plus exhaustif dans la rédaction des FEA et de veiller à ce que l'étiquetage des contrôles réglementaires et des CEP soit respecté.
## A. Demandes D'Actions Correctives Collecte, Conditionnement Et Entreposage Des Déchets
Lors de la visite de l'installation, les inspecteurs se sont intéressés à différentes zones d'entreposage et de collecte de déchets. Certaines zones d'entreposage contiennent des fûts prêts à être évacués, des futs pleins non encore évacuables ainsi que des fûts en cours de remplissage. Ces derniers n'étaient pas dans une zone précisant qu'il s'agissait d'un point de collecte. L'exploitant a précisé que ces fûts étaient déplacés lors de travaux, afin d'être remplis, avant d'être à nouveau entreposés dans cette zone. C'est par exemple le cas dans le bâtiment 213 - local 15 où seule une indication précisant « en cours de remplissage » permet de faire la différence entre un fût plein et un fût en cours de remplissage. Par ailleurs, dans certains cas, aucun marquage ne permet de faire la distinction entre l'état de conditionnement des fûts. Ainsi les inspecteurs se sont aperçus lors du contrôle documentaire et de l'analyse des fiches « caraïbe » que certains fûts pleins, semblant prêt à être expédiés, n'étaient pas encore contrôlés (les fiches « caraïbe » issues du logicielle du même nom permettent la traçabilité des contenants au sein du CEA Cadarache). A titre d'exemple le fût C 108145 qui semble être prêt à être évacué sur le terrain et qui est présent dans la zone d'entreposage du local 15 n'est en réalité pas conditionné et/ou contrôlé d'après sa fiche « caraïbe ».
De plus, les indications sur les fûts sont parfois obsolètes. Ainsi à titre d'exemple, dans le hall E du bâtiment 213, la pièce massive n° 19 (1T750) avait une étiquette précisant qu'une analyse plomb devait être réalisée. Or cette analyse avait déjà été réalisée. De même dans le bâtiment 213 - local 15 deux fûts ont une étiquette « analyse à réaliser » datant du 26 mars 2014. Les analyses ont bien été effectuées mais sans mise à jour des indications sur les fûts concernés. A1. Je vous demande d'améliorer la distinction entre les zones d'entreposages, de collecte et de conditionnement des déchets présents sur votre installation conformément aux articles 6.2 et 6.3 de l'arrêté cité en référence.
A2. **Je vous demande d'améliorer l'étiquetage de vos contenants conformément au II de**
l'article 6.2 de l'arrêté cité en référence.
Activité importante pour la protection (AIP) : gestion des déchets La gestion des déchets est définie par l'exploitant comme une activité importante pour la protection :
AIP 10 de l'installation. Néanmoins, aucune exigence définie n'est formellement associée à cette AIP.
A3. Je vous demande de définir les exigences définies associées à l'AIP gestion des déchets conformément à l'article 2.5.2 de l'arrêté cité en référence. Vous me transmettrez les exigences ainsi définies.
## B. Compléments D'Information Contrôles Réglementaires Et Contrôles Et Essais Périodiques (Cep)
Lors de la visite, les inspecteurs ont vérifié par sondage les affichages indiquant les périodicités des contrôles réglementaires ainsi que ceux des CEP. Ils ont relevé que certaines indications étaient obsolètes ou manquantes alors que la justification des contrôles a été fournie. C'était par exemple le cas sur certaines portes du hall du bâtiment 213 sur lesquelles les étiquettes DEKRA étaient dépassées. Cela a également été remarqué dans le local ELCESNA concernant les relevés de colmatage des deux filtres de ce local.
B 1. **Je vous demande de m'indiquer les dispositions que vous allez mettre en œuvre pour**
garantir le bon affichage des contrôles réglementaires et des CEP sur votre installation.
## Fiches D'Écart Et D'Amélioration (Fea)
Les inspecteurs ont examiné la dernière revue des FEA. Ces revues seront réalisées de manière semestrielle à partir de cette année. Cela sera suivi par une assistance qualité qui a été mise en place sur l'installation en juin 2017. Les inspecteurs ont vérifié certaines de ces FEA par sondage et ont noté que l'exhaustivité de la description, des actions à mettre en place et des actions effectuées ne sont pas suffisamment détaillées pour garder la mémoire des écarts et réaliser un retour d'expérience global. Ainsi, la FEA 2016-0781 qui a été clôturée concernait un écart sur la propreté radiologique. Cette fiche précise qu'une contamination a été trouvée sous des fûts et que le sol a été traité en conséquence. Néanmoins, aucune information n'était présente sur la recherche des causes de cette contamination qui aurait pu être due à un problème d'intégrité des fûts.
## B 2. Je Vous Demande De Vous Assurer De La Qualité De La Rédaction Et De L'Exhaustivité Des Données Présentes Dans Les Fea Ouvertes Sur Votre Installation. Suivi Des Engagements
Les inspecteurs se sont intéressés au suivi des engagements de l'inspection INSSN-MRS-2016-0501 du 8 novembre 2016 concernant les déchets. Ils ont noté que les déchets datant de 2009 avaient bien été évacués du bâtiment 210 mais qu'ils n'étaient pas encore complétement évacués du bâtiment 213 dans lequel ils ont été reconditionnés. De même les inspecteurs ont noté que le local d'entreposage n'avait pas encore été nettoyé mais que la campagne de récolement entre les données documentaires et la réalité physique des objets de ce local était en cours. B 3. Je vous demande de m'indiquer la date d'évacuation des déchets anciennement situées dans le bâtiment 210 et de me tenir informé lorsque ces déchets auront été totalement évacués du bâtiment 213 dans lequel ils ont été reconditionnés.
B 4. Je vous demande de m'indiquer la date de fin de la campagne de récolement qui a débuté et de m'informer de tout écart entre les données documentaires et les objets effectivement présents.
## B 5. Je Vous Demande De M'Informer Lorsque Le Local D'Entreposage Aura Été Nettoyé. Acteurs De La Gestion Des Déchets Et Formations
Les inspecteurs ont vérifié que toutes les personnes participant à la gestion des déchets avaient suivi les formations adéquates. Ainsi le correspondant déchet a suivi une formation « correspondant déchet » en mars 2017. Les futurs recrutements dans ce domaine auront, soit déjà suivi cette formation, soit la suivront à leur arrivée. Le chef d'équipe de l'entreprise extérieure et traitant le sujet a également suivi cette formation. Par ailleurs, tous les agents ont une sensibilisation sur ce thème lors de leur arrivée dans l'installation avec une notice « gestion des déchets » fournie lors de la semaine d'accueil nouvel arrivant.
Des formations sur les logiciels spécifiques sont également dispensées aux correspondants déchets comme par exemple sur le logiciel « CARADSFI ». Cependant, lorsque les inspecteurs ont demandé de consulter le tableau de synthèse des formations des agents CEA pour vérifier que le recyclage de certaines formations était bien réalisé, l'exploitant n'a pas été en mesure de le présenter. De plus, pour l'un des agents, la formation spécifique à la culture de sûreté avait une fin de validité dépassée.
B 6. **Je vous demande de me transmettre le tableau des formations suivies par les agents CEA**
et de m'indiquer vos exigences concernant la formation à la culture de sûreté. Le cas échéant, si des formations ne sont plus à jour, vous le justifierez.
## 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, 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. Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
4/4 Le chef de la division de Marseille de L'Autorité de sûreté nucléaire, Signé Laurent DEPROIT |
INSSN-LYO-2017-0607 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 20 juillet 2017 N/Réf. : CODEP-LYO-2017-029855 Monsieur le directeur Institut Laue-Langevin BP 156 38042 GRENOBLE Cedex 9
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Institut Laue-Langevin - INB no 67 Inspection n o INSSN-LYO-2017-0607 du 5 juillet 2017 Thème : « Gestion des déchets » 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 INB
[3] Décision no 2015-DC-0508 de l'ASN du 21 avril 2015 relative à l'étude sur la gestion des déchets et au bilan des déchets produits dans les installations nucléaires de base
[4] 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
## 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 5 juillet 2017 sur l'installation ILL (INB no 67), sur le thème « 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 de l'ASN.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 5 juillet 2017 sur l'installation ILL (INB no 67) a porté sur les dispositions mises en œuvre pour la gestion des déchets. Les inspecteurs se sont rendus dans les locaux des niveaux B et C du bâtiment réacteur ILL 5 (BR), et dans les zones expérimentales ILL 7 et ILL 22. Les exigences de gestion des déchets sur l'installation décrites par le référentiel de l'exploitant sont globalement satisfaisantes, notamment en ce qui concerne la participation des agents du service radioprotection aux opérations de collecte et tri des déchets. Les modalités de gestion des déchets devront cependant faire l'objet d'améliorations, notamment l'entreposage des déchets, les dispositions de modification du zonage déchets, les règles de traçabilité et d'étiquetage des déchets. Par ailleurs, les mesures de prévention du risque d'incendie, notamment la gestion des charges calorifiques en période de travaux, doivent être renforcées.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Du Risque D'Incendie.
Lors de la visite des locaux du niveau C du bâtiment BR, les inspecteurs ont noté la présence d'un nombre important d'objets constitués de matières inflammables (palettes en bois, matières plastiques, cartons, rouleaux de câble électrique). En particulier ils ont noté l'entreposage de planches de bois et d'équipements électriques sous tension à proximité d'un poteau métallique non protégé.
Demande A1 : Je vous demande de justifier le respect des limites de charge calorifique dans les locaux du niveau C du bâtiment réacteur, notamment pendant la période de travaux. Vous justifierez les dispositions mises en place pour respecter les articles 2.2.1 et 2.2.2 de la décision [4].
## Entreposage Des Déchets
La liste des zones d'entreposage de déchets produits dans l'installation avec leurs caractéristiques et les durées d'entreposage telles que requises par l'article 6.3 de l'arrêté [2] n'a pas pu être présentée aux inspecteurs.
Demande A2 : Je vous demande, conformément aux dispositions des articles 6.3 et 6.4 de l'arrêté [2] et au 4° de l'article 2.2.3 de la décision [3], de compléter l'étude déchets avec la liste des zones d'entreposage des déchets produits par l'INB. Les inspecteurs ont noté la présence au niveau C du BR de sacs constitués de déchets entreposés dans des zones non prévues à cet effet. Ces déchets sont normalement évacués vers les zones d'entreposage aménagées au niveau D du BR mais cette partie du bâtiment est actuellement inaccessible à la suite d'un incident de contamination.
Demande A3 : Je vous demande d'évacuer les déchets des zones non prévues pour l'entreposage des déchets. Dans le local B52 du niveau B du bâtiment réacteur, des déchets non étiquetés constitués de résines de sols en sachets vinyle sont entreposés dans une zone non prévue à cet effet. Leur durée d'entreposage n'est pas connue, et ils ne sont pas étiquetés.
Demande A4 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires à la gestion des durées d'entreposage des déchets en cohérence avec l'étude de gestion des déchets.
## Zonage Déchets
Les délimitations entre les zones à production possible de déchets nucléaires (ZppDN) dénommées zones à déchets nucléaires (ZDN) et les zones à déchets conventionnels (ZDC) ne sont pas systématiquement matérialisées ou affichées. Lors de la visite des locaux, les inspecteurs ont noté plusieurs situations dans lesquelles les barrières physiques entre ZDN et les ZDC ne sont pas clairement définies. Les inspecteurs ont observé dans plusieurs locaux des sacs de déchets nucléaires, de type « déchets technologiques », ouverts et déposés dans des ZDC.
Les dispositions prévues dans la note d'assurance qualité n°035 (NAQ no 035) concernant la modification temporaire du zonage déchets pour la réalisation des chantiers ne sont pas totalement respectées. Cette note prévoit notamment une matérialisation de la nouvelle ZDN (sas radioprotection, vinyle au sol…), un étiquetage avec des panneaux, une délimitation par saut de zone et un changement de tenue impératif au niveau du saut de zone. À titre d'exemple, dans le local Z06 « atelier chaud de maintenance bloc-pile », les inspecteurs ont noté l'absence de sas, un vinyle au sol délimitant la ZDN localement déchiré, l'absence de panneaux (uniquement des étiquettes collées au sol), le franchissement de la limite marquée au sol par un intervenant sans port de surchaussures, la présence de sacs de déchets ouverts dont l'un partiellement renversé sur la ZDN et l'autre en ZDN qui ont été présentés comme déchets conventionnels. Ces dispositions ne permettent pas de respecter une logique de propreté radiologique telle qu'annoncée comme objectif dans la NAQ no 035.
Demande A5 : Je vous demande, conformément aux articles 3.4.1 à 3.4.3 de la décision [3] de consolider les barrières physiques entre ZDN et ZDC, et de justifier leur efficacité, notamment en situation de zonage opérationnel. Vous complèterez si besoin vos procédures en ce sens. L'exploitant n'a pas décrit dans son référentiel documentaire les dispositions permettant de vérifier la pertinence du plan de zonage et de la conformité de la carte de référence à celui-ci telles qu'exigées par la décision [3].
Demande A6 : Je vous demande, conformément à l'article 3.5.1 de la décision [3] de formaliser la vérification de la pertinence du plan de zonage déchets et de la conformité de la carte de zonage de référence à celui-ci.
## Traçabilité Et Historique
Les inspecteurs ont noté que les sacs contenant des déchets ne sont pas repérés de façon claire, ce qui constitue un risque de confusion entre catégories de déchets.
Demande A7 : Je vous demande, conformément aux dispositions du II de l'article 6.2 de de l'arrêté [2], d'assurer la traçabilité des déchets et l'étiquetage des déchets produits dans l'installation. Les inspecteurs ont noté que les dispositions de gestion des déchets ne prévoient pas d'assurer une traçabilité des historiques de contamination des locaux, notamment pour les ZDC qui auraient fait l'objet d'événements de contamination suivis d'assainissement permettant le maintien en ZDC.
Demande A8 : Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article 3.6.5 de la décision [3], de conserver l'historique des déclassements et reclassements du zonage déchets.
## Mise À Jour De L'Étude Déchets Et Création D'Une Rge Relative À La Gestion Des Déchets
Le titre II de la décision de l'ASN du 21 avril 2015 relative à l'étude sur la gestion des déchets et au bilan des déchets produits dans les INB est entré en vigueur au 1er juillet 2017. Ce titre II précise notamment les exigences en termes de contenu des études sur la gestion des déchets produits dans les INB (« études déchets ») et des règles générales d'exploitation (RGE) pour ce qui concerne la gestion des déchets.
Ainsi, l'exploitant aurait dû transmettre au 1er juillet 2017, au titre de l'article 26 du décret no 2007-1557 du 2 novembre 2007, un projet de RGE traitant de la gestion des déchets ainsi qu'une éventuelle mise à jour de son étude « déchets » prenant en compte les dispositions du titre II de la décision de l'ASN du 21 avril 2015. L'exploitant a indiqué aux inspecteurs qu'un projet de RGE « déchets » était en cours de rédaction.
Demande A9 : Je vous demande de me transmettre dans les plus brefs délais un projet de règles générales d'exploitation relative à la gestion des déchets conforme au titre II de la décision de l'ASN du 21 avril 2015, au titre de l'article 26 du décret no 2007-1557 du 2 novembre 2007.
Demande A10 : Je vous demande de vous assurer dans les plus brefs délais de la conformité de votre étude sur la gestion des déchets avec la décision de l'ASN du 21 avril 2015. Vous transmettrez le cas échéant une demande de modification de cette étude déchets au titre de l'article 26 du décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007.
## B. Demande De Compléments D'Information Fuite De Liquide Contaminé
Lors de la visite, les inspecteurs ont observé la présence d'une flaque de liquide au sol au droit d'une tuyauterie portant l'indication « eau déminéralisée faiblement tritiée » et équipé d'une vanne quart de tour à son extrémité. Une analyse du liquide eau sol a été réalisée immédiatement. La teneur en tritium du liquide est de 6500 Bq/L. Demande B1 : Je vous demande de m'indiquer les dispositions que vous prendrez pour traiter cet écart. Il conviendra notamment de repérer cette tuyauterie comme ZDN et de mettre en place un dispositif de récupération de fuite. Vous m'informerez du critère que vous retenez pour définir le caractère radioactif des effluents tritiés.
## Événement De Contamination Au Niveau D Du Bâtiment Réacteur
Une contamination des locaux du niveau D du bâtiment a eu lieu au cours d'une opération de changement de doigt de gant qui a donné lieu à des ruptures de confinement. Des mesures d'activité surfacique ont été réalisées sur l'ensemble des locaux et ont mis en évidence des zones contaminées. Les systèmes de détection de l'activité atmosphérique n'ont pas été déclenchés lors de cet incident. Demande B2 : Je vous demande de me communiquer les résultats des vérifications de la pertinence de l'emplacement des balises de détection de contamination atmosphérique au niveau D du bâtiment réacteur.
## C. Observations
Les inspecteurs ont noté que les documents accessibles dans le système de gestion documentaire ne correspondent pas tous aux versions des documents mises en application, comme par exemple la note d'organisation NT02 qui comporte en annexe la liste des AIP et des exigences définies. Demande C 1. Il conviendra de veiller à ce que la version complète des documents d'application soit mise à disposition du personnel.
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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, 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 chef de la division de Lyon de l'ASN
signé par Marie THOMINES |
INSSN-LYO-2017-0357 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 3 août 2017 N/Réf. : CODEP-LYO-2017-031858 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin CNPE du Tricastin CS 40009 26131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX
CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire de Tricastin (INB n os 87 et 88)
Inspection INSSN-LYO-2017-0357 du 10 juillet 2017 Thème : Management des compétences- analyse du REX Réf. : Code de l'environnement, notamment l'article L596-1 et suivants
## Référence À Rappeler Dans Toute Correspondance : Inssn-Lyo-2017-0357
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, à l'article L596-1 et suivants, une inspection courante a eu lieu le 10 juillet 2017 sur la centrale nucléaire du Tricastin, sur le thème
« Management des compétences-analyse du retour d'expérience ». 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 de la centrale nucléaire de Tricastin du 10 juillet 2017 portait sur le management des compétences. Les inspecteurs ont contrôlé le respect des engagements pris par l'exploitant à la suite d'incidents significatifs pour la sûreté déclarée depuis la fin de l'année 2016. Il ressort de cette inspection qu'EDF doit impérativement renforcer les analyses des événements survenus depuis fin 2016 pour éviter leur renouvellement. EDF doit également veiller à suivre de bout en bout les actions correctives décidées à la suite des comptes rendus des événements pour s'assurer que ces actions sont effectivement menées et réalisées jusqu'à leur terme.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Les inspecteurs ont examiné le compte rendu de l'événement significatif déclaré le 30 décembre 2016 concernant la réalisation de l'essai périodique conduite référencé RCP 100 et réalisé à deux reprises. Les inspecteurs ont constaté que dans le compte rendu de l'événement ne figure pas l'analyse du fait que le capteur repéré 1 RCP 007 MN était indisponible alors que c'est précisément cette indisponibilité qui n'a pas permis de détecter la panne du voltmètre.
L'ASN considère que ce compte-rendu d'événement n'est pas suffisamment approfondi.
Demande A1 : Je vous demande de me transmettre une analyse plus approfondie de cet événement. Je vous demande également d'enrichir et d'élargir le retour d'expérience de cet événement aux équipes du service conduite.
Les inspecteurs ont examiné le compte rendu d'événement significatif déclaré le 4 janvier 2017 concernant un amorçage du repli de réacteur en application de la conduite à tenir de l'événement RPR3.
L'analyse de l'événement par vos services fait ressortir un manque d'intégration du retour d'expérience car le même événement avait eu lieu sur le CNPE de Cruas récemment. Ce retour d'expérience provenant d'un autre CNPE n'a pas été pris en compte au sein du service de la conduite. Vous mentionnez dans votre analyse d'événement que le pré job briefing (PJB) n'a pas été pertinent et vous vous engagez dans l'action corrective n° 2 à mettre à jour la fiche d'aide au PJB de l'EPC RPR 073.
Votre analyse ne prend cependant pas en compte la lacune d'organisation liée au fait que le REX n'ait pas été intégré.
Là encore, l'ASN considère que ce compte-rendu d'événement n'est pas suffisamment approfondi.
Demande A2 : Je vous demande de revoir l'analyse de cet événement en intégrant une action corrective qui permettra une plus grande efficacité dans la prise en compte du retour d'expérience provenant d'autre CNPE du parc électronucléaire. Je vous demande également de m'indiquer si le retour d'expérience en provenance du CNPE de Cruas avait été classé, lors de sa réception sur le site du Tricastin pour « action » ou pour « info ». Les inspecteurs ont également constaté que dans le compte rendu d'analyse de ce même évènement vous précisez que la demande de modification documentaire de l'essai périodique conduite n'a pas été déclinée sur le CNPE du Tricastin dans les délais impartis.
Cette modification, classée de priorité de niveau 2, pouvait être intégrée par campagne d'arrêt de réacteur : cela signifie donc que, selon votre organisation interne, cette modification documentaire n'était pas en retard d'intégration.
Dans le compte rendu d'événement significatif, la première action corrective est la suivante :
« Rédiger un courrier à destination de la structure palier 900 pour leur demander d'étudier la mise à disposition d'indicateurs complémentaires de traitement des modifications complémentaires des demandes d'évolution documentaires de type 4 (exemple : délai moyen de traitement, délai maximum de traitement). » Demande A3 : Je vous demande de m'indiquer le caractère approprié de cette action corrective au regard de l'événement.
Les inspecteurs ont examiné le compte rendu de l'événement significatif déclaré le 9 janvier 2017 concernant l'indisponibilité du capteur repéré 2 PTR 018 MN dans le domaine « réacteur en production » généré par la fermeture de la vanne d'isolement de ce capteur. Les inspecteurs ont examiné les actions correctives issues de l'analyse de cet événement. Il ressort de cette analyse qu'une des raisons de la survenue de l'évènement réside dans un étiquetage imparfait du matériel et du local. Vous avez donc décidé de revoir cet étiquetage au titre des actions correctives. Les inspecteurs ont contrôlé la bonne réalisation de cette. Ils ont constaté que si les étiquettes avaient effectivement été commandées le 8 février 2017 et le 16 mars 2017, la fiche de suivi d'action (FSA) n° FSA-A5835 n'intègre pas un compte rendu de la pose effective des étiquettes. Demande A4 : Je vous demande de veiller à ce que les actions correctives soient suivies jusqu'à la réalisation effective et concrète des actions décidées. Dans le cas particulier de l'événement déclaré le 9 janvier 2017, je vous demande m'informer de la date à laquelle l'ensemble des étiquette ont été posées.
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Sana objet 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, 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'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division de Lyon de l'ASN
Signé par B. Compléments d'information
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C. Observations
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Olivier VEYRET |
INSSN-CAE-2017-0427 | Division de Caen Caen, le 19 septembre 2017
N/Réf. : CODEP-CAE-2017-037750 Monsieur le directeur de l'établissement AREVA NC de La Hague 50444 BEAUMONT HAGUE CEDEX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Etablissement de La Hague - INB nos 33, 38 et 47 Inspection n° INSSN-CAE-2017-0427 du 13 au 15 juin 2017 Thème « organisation du réexamen »
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 du 13 au 15 juin 2017 au sein des INB nos 33, 38 et 47 sur le thème des réexamens périodiques de sûreté.
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 INB nos 33, 38 et 47 du site AREVA NC de La Hague, réalisée du 13 au 15 juin 2017, a porté sur le thème des réexamens périodiques de ces installations en démantèlement. Les dossiers de réexamen correspondants ont été transmis le 29 juin 2015 à l'ASN. Ils font l'objet d'une instruction par l'ASN. L'inspection a concerné l'organisation mise en place par AREVA NC afin de réaliser les réexamens périodiques des installations concernées ainsi que pour définir et suivre les plans d'action en découlant. Il s'agissait notamment de vérifier par sondage si les examens de conformité réalisés par AREVA étaient robustes et si l'exploitant avait déjà commencé à mettre en œuvre les plans d'action associés. Les réexamens périodiques de sûreté permettent de vérifier que l'installation est conforme aux exigences de sûreté en vigueur à la date de réalisation du réexamen et d'identifier les actions nécessaires d'une part, au maintien d'un niveau de sûreté satisfaisant compte tenu des exigences applicables, d'autre part, à l'amélioration continue de ce niveau de sûreté.
1 L'examen de conformité porte à la fois sur une surveillance des différents équipements et structures du génie civil des installations et sur la conformité avec le référentiel de l'installation.
Les inspecteurs ont également réalisé une visite des ateliers AD1/BDH1 et STU2 situés dans le périmètre de l'INB no 33 afin de se rendre compte de leur état.
Au vu des constats de l'inspection, et moyennant la prise en compte des demandes de la présente lettre par AREVA, **l'ASN considère que l'organisation retenue pour suivre les plans d'action dans le** cadre des réexamens périodiques réalisés est globalement satisfaisante. Les inspecteurs ont relevé avec satisfaction que l'exploitant a commencé à mettre en œuvre ces plans d'action. Mais, pour les examens de conformité, l'ASN relève que l'organisation mise en place par AREVA mérite d'être renforcée pour améliorer leur robustesse ainsi que leur complétude. Les inspecteurs ont relevé, notamment pour les ateliers qu'AREVA souhaite maintenir en exploitation, que l'examen de conformité n'était pas réalisé pour tous les équipements. AREVA devra justifier les critères lui permettant de ne pas vérifier l'ensemble des équipements.
## A Demandes D'Actions Correctives Examen De Conformité
Dans le cadre des examens de conformité, vous avez réalisé des rapports de visite pour chaque équipement ou structure du génie civil. L'ensemble des rapports de visite est récapitulé dans une note de synthèse. Cependant, les inspecteurs ont relevé que cette note ne référence pas les rapports de visite qui font état de non-conformités. De plus, une non-conformité peut être nommée différemment dans les rapports de visite et dans les plans d'action : par exemple, une fissure repérée dans les rapports de visite entre une salle et le mur extérieur est identifiée dans les plans d'action comme étant située sur les terrasses. Les inspecteurs considèrent que ces pratiques ne permettent pas d'assurer la traçabilité des non-conformités relevées lors des examens de conformité.
## A.1 Je Vous Demande De Prendre Toutes Les Dispositions Visant À Garantir La Traçabilité Des Non-Conformités Identifiées Lors Des Visites In Situ Jusqu'À L'Élaboration Des Plans D'Action.
Lors de l'inspection, vous avez indiqué que vous ne réalisez pas de contrôle périodique sur les rétentions LEC05 et LEC06 situées dans le laboratoire central de contrôle (LCC) de l'INB no 33. Or ces rétentions sont considérées comme des équipements importants pour la protection. Je vous rappelle que l'article 4.3.4 de la décision n°2013-DC-0360 de l'ASN demande de réaliser des contrôles périodiques sur les EIP visant à garantir le bon état et l'étanchéité des rétentions.
## A.2 Je Vous Demande De Respecter Les Exigences De La Décision N°2013-Dc-0360 Concernant La Réalisation De Contrôles Périodiques Sur Les Rétentions Lec05 Et Lec06 Du Lcc.
Dans les dossiers de réexamen, vous indiquez que l'examen de conformité à l'article 4.3.3 de l'arrêté du 7 février 2012 (dit arrêté INB) concernant le stockage, l'entreposage et la manipulation de substances radioactives ou dangereuses n'est pas finalisé. Les inspecteurs ont demandé si cet examen de conformité était finalisé depuis l'envoi de ces dossiers. Il leur a été répondu qu'il se poursuivait. A.3 Je vous demande de prendre toutes les dispositions visant à réaliser de façon exhaustive l'examen de conformité des installations à l'ensemble des exigences de l'arrêté INB, en particulier pour ce qui concerne le stockage, l'entreposage et la manipulation de substances radioactives ou dangereuses. Vous me transmettrez un échéancier relatif à cet examen de conformité.
## Plans D'Actions
A l'issue des réexamens périodiques, vous avez défini des plans d'action afin d'améliorer la sûreté des installations. Ces plans d'action englobent les travaux à réaliser mais également les études à mener en amont des travaux nécessaires. Les inspecteurs ont relevé que certaines études (renforcement au risque « neige et vent » des passerelles SPF3 et SPF4 par exemple) qui doivent permettre de définir les solutions techniques à mettre en œuvre n'ont pas encore été commencées alors qu'elles auraient dû l'être début 2017 comme annoncé dans l'échéancier figurant dans le courrier de transmission des plans d'action du 30 juin 2016.
A.4 Je vous demande de prendre toutes les dispositions pour respecter les échéances de réalisation des différents plans d'action que vous avez proposées. Vous m'apporterez la justification des non-respects effectifs d'échéance et vous m'indiquerez les dispositions prises pour maîtriser ces décalages.
## Ateliers Maintenus
Les réexamens périodiques de sûreté constituent l'une des pierres angulaires de la sûreté nucléaire. Cette obligation doit permettre à l'ASN d'apprécier le niveau de maîtrise des risques et des inconvénients des installations nucléaires de base. A cette fin, l'exploitant doit vérifier d'une part, la conformité de son installation aux référentiels applicables et de remédier aux éventuels écarts détectés, d'autre part, comparer les exigences applicables aux installations actuelles à celles auxquelles doivent répondre les installations les plus récentes et identifier les améliorations qui peuvent être mises en place afin de proposer celles qu'il retient en fonction de critères technico-économiques. Pour les installations dont l'arrêt et le démantèlement est annoncé à court ou moyen terme, ces réexamens visent à s'assurer que, moyennant la mise en œuvre, si nécessaire, de dispositions compensatoires ou complémentaires, le niveau de protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement est le plus élevé possible dans des conditions technico-économiques acceptables jusqu'à la fin des opérations de démantèlement. Dans ces conditions, l'atteinte des exigences de sûreté actuelles des INB récentes n'est pas une priorité absolue. Par contre, pour les installations dont le fonctionnement est durable, l'ASN considère que viser l'atteinte de ces exigences par les meilleures techniques disponibles est un prérequis pour la poursuite de leur exploitation. Vous souhaitez maintenir en exploitation, bien au-delà des prochains réexamens périodiques, des ateliers qui servent actuellement de fonction support à l'ensemble des INB du site en fonctionnement et en démantèlement. Ces ateliers sont le laboratoire LCC, l'atelier STU et l'atelier AD1/BDH pour l'INB no 33 et le bâtiment 116 et l'atelier STEV pour l'INB no 38. Vous avez indiqué que l'examen de conformité de ces ateliers n'a pas été réalisé sur l'ensemble de leurs équipements. A.5 Dans l'hypothèse où vous souhaitez maintenir en fonctionnement les ateliers précités, je vous demande de procéder à l'examen de conformité des équipements correspondants. Vous me préciserez les critères qui vous ont conduit à ne retenir, que certains équipements dans le cadre de la réalisation des examens de conformité. La réalisation du réexamen de ces ateliers vous sera par ailleurs prescrite par une décision de l'ASN relative au réexamen périodique des INB nos 33, 38 et 47.
## B Compléments D'Information Examen De Conformité
Dans le cadre de la réalisation des examens de conformité, vous avez vérifié que les activités d'exploitation relatives aux équipements importants pour la protection des intérêts (EIP) sont réalisées conformément aux référentiels de sûreté applicables. A l'issue de cet exercice, vous avez indiqué dans les dossiers de réexamen périodique que, pour certains EIP, des exigences définies sont « rendues non applicables ». Durant l'inspection vous n'avez pas su expliquer la démarche vous ayant conduit à supprimer ces exigences. B.1 **Je vous demande de présenter la démarche vous ayant conduit à supprimer des exigences**
définies concernant des activités importantes pour la protection des intérêts (AIP) lors de l'examen de conformité.
L'article 1.3.1 de l'annexe de la décision no 2014-DC-04173 de l'ASN indique que l'exploitant doit déterminer les EIP qui doivent être protégés d'un incendie et définir les exigences définies afférentes.
Les inspecteurs ont souhaité savoir si les protections des EIP vis-à-vis d'un incendie étaient contrôlées lors des visites réalisées dans le cadre des examens de conformité. Vous avez indiqué que le respect de cette disposition n'était pas vérifié sur le terrain lors de l'examen de conformité. B.2 Je vous demande d'indiquer si vous avez prévu de réaliser sur le terrain un examen de conformité des protections des EIP vis-à-vis d'un incendie. Dans le cas contraire, vous justifierez l'absence de besoin de contrôles in situ desdites protections des EIP.
## Plans D'Actions
Vous avez défini plusieurs plans d'action (plan d'action « neige et vent », plan d'action « analyse risque foudre », plan d'action « incendie », plan d'action « Examen conformité vieillissement - ECV », plan d'action « engagements »,…). Toutefois, la transposition des préconisations identifiées dans la synthèse « ECV génie civil (GC) » en actions finalement retenues dans les plans d'action ECV, n'a pu être justifiée en particulier pour l'INB no 33.
B.3 Je vous demande de justifier la méthodologie de transposition des préconisations des ECV génie civil en actions à mettre en œuvre pour toutes les installations.
De plus, vous n'avez pas indiqué lors de l'inspection la méthodologie vous permettant d'établir les échéances de réalisation de ces différentes actions. B.4 **Je vous demande de justifier les échéances de réalisation des actions relatives aux ECV**
génie civil et « neige et vent » en tenant compte des enjeux de sûreté associés.
Vous avez indiqué que vous vous étiez fixé un délai de quatre ans pour mettre en œuvre l'ensemble des plans d'action issus des réexamens de sûreté des INB nos 33, 38 et 47. Toutefois, pour les actions liées au génie civil, vous retenez un délai supplémentaire de deux ans. Vous avez précisé que ces délais étaient ceux retenus dans le cadre du réexamen de l'INB no 80.
## B.5 Je Vous Demande De Transmettre Les Éléments Décisionnels Associés À La Définition De Ces Délais Pour Le Cas Des Inb Nos 33, 38 Et 47.
Pour les actions issues de l'examen de conformité (plan d'action « ECV ») et qui concernent les installations en démantèlement, le renseignement de la base « IDHALL » de gestion des engagements est en cours. Le responsable de la sûreté au sein de la direction du démantèlement, en charge du renseignement de cette base, a indiqué aux inspecteurs qu'il devait établir une feuille de route pour la saisie et l'affectation des actions issues de l'ECV avant la fin de l'année 2017.
B.6 Je vous demande de me communiquer la feuille de route prévue pour la fin de l'année 2017 concernant la saisie et l'affectation pour le traitement des actions qui découlent de l'ECV et qui concernent les ateliers en démantèlement. Vous préciserez les critères retenus pour établir ce document, en particulier la priorisation des actions.
Vous envisagez de confier à un intervenant extérieur l'analyse des fissures observées dans les INB nos 33, 38 et 47 (soit 111 fissures) ainsi que la définition des actions correctives. Vous avez présenté aux inspecteurs de façon succincte le projet de cahier des charges. Les inspecteurs ont attiré votre attention sur :
- la rédaction tardive de ce projet de cahier des charges par rapport à la date de votre courrier d'envoi des plans d'action (30 juin 2016) ;
- le délai *a priori* court entre l'échéance de fin novembre 2017 pour la rédaction de ce cahier des charges et l'échéance d'intégration des modifications visant à traiter les fissures fixée à 2022 (délai de quatre ans prolongé de deux ans pour traiter les actions de génie civil à compter du 30 juin 2016).
B.7 Je vous demande me tenir informé du lancement effectif de l'appel d'offre pour la réalisation de l'expertise externe des fissures des INB nos 33, 38 et 47. Vous me préciserez les dispositions organisationnelles que vous comptez mettre en place pour respecter l'échéance de réalisation des actions de génie civil liées à ces fissures.
## Ateliers Maintenus
Vous avez indiqué avoir réalisé une comparaison des exigences de sûreté notamment, entre le LCC et les laboratoires des usines UP2-800 et UP3 qui sont des installations plus récentes et en fonctionnement. Vous avez précisé que, sur les bases de cette comparaison, vous avez établi un plan d'action pour atteindre, au niveau du LCC, les mêmes exigences que pour les autres laboratoires. Néanmoins, vous n'avez pas été en mesure de présenter les résultats de cette comparaison et l'analyse associée dans les délais impartis de l'inspection. B.8 Je vous demande de me transmettre le bilan de la comparaison du niveau des exigences de sûreté entre le LCC et les laboratoires des usines UP2-800 et UP3. Vous indiquerez notamment, sur la base des comparaisons réalisées, les écarts identifiés et les actions prévues de mise à niveau pour le LCC.
Dans le cadre de la réalisation des examens de conformité, vous retenez des EIP « témoins », représentatifs de l'ensemble des EIP d'une même famille. Les inspecteurs ont souhaité connaître l'EIP témoin retenu pour réaliser l'examen de conformité des cuves de l'atelier STU. Vous avez indiqué que l'EIP témoin correspond à une cuve de l'INB no 116. Cependant, vous n'avez pas été en mesure d'apporter, dans les délais impartis de l'inspection, la justification de la représentativité de l'EIP témoin par rapport aux cuves de l'atelier STU.
## B.9 Je Vous Demande De Justifier Que L'Eip Témoin Retenu Pour Réaliser L'Examen De Conformité Des Cuves De L'Atelier Stu Est Bien Représentatif De Ces Cuves.
Vous indiquez, dans le rapport de sûreté, que la « réception de sous-produits technologiques (SPT4)
transportés sous enceinte mobile d'évacuation de matériel (EMEM) ne serait pas maintenue en raison de l'activité radiologique importante de ce type de déchets et des mesures à prendre pour garantir la sûreté dans l'installation lors d'un entreposage temporaire ». Les inspecteurs vous ont interrogé pour savoir si cette activité va être arrêtée dans le bâtiment 116 suite à la réévaluation de sûreté réalisée dans le cadre du réexamen de sûreté. Les inspecteurs vous ont demandé, plus généralement, s'il existe une démarche qui permet de définir les activités ne pouvant pas être maintenues dans une installation. Vous n'avez pas fourni de réponse lors l'inspection. B.10 Je vous demande de présenter la démarche vous ayant conduit à ne plus retenir la réception des EMEM dans le bâtiment 116. Vous indiquerez si cette méthodologie a été appliquée à d'autres activités des INB nos 33 et 38. Le cas échéant, vous justifierez la raison pour laquelle cette méthodologie n'est pas appliquée à d'autres activités.
## Visite Des Installations
Les inspecteurs ont visité les ateliers AD1/BDH et STU de l'INB no 33. Concernant l'atelier AD1/BDH, les inspecteurs souhaitaient connaitre l'état de l'installation et les conditions de réalisation des opérations d'assainissement. Concernant l'atelier STU, les inspecteurs souhaitaient apprécier l'état général des équipements, notamment des rétentions, des cuves et de leurs équipements périphériques ainsi que d'une pompe de transfert d'acide. Les inspecteurs ont relevé :
- la présence d'un équipement de filtration emballé dans un plastique auprès d'un des réservoirs de réception de l'acide nitrique ;
- l'état de forte corrosion du levier de commande d'une vanne manuelle située près de la pompe de transfert n°18 récemment changée selon l'exploitant ;
- la mention de la présence de 13 m3 de nitrate d'uranyle à 24 g/L apposée sur le bac 377.70 destiné à recevoir les effluents du silo 130 en cas de fuite.
Concernant ce dernier point, AREVA a indiqué qu'à la suite d'une opération de transfert de nitrate d'uranyle mal maîtrisée, le produit s'était écoulé vers le bac 377.70, normalement isolé. Mais, l'organe d'isolement s'est avéré non étanche ce qui a entraîné le transfert du nitrate d'uranyle vers le bac 377.70. Cet événement est révélateur de plusieurs anomalies concernant la maîtrise de l'opération de transfert et l'inétanchéité d'une vanne. Les inspecteurs considèrent par ailleurs que l'état des équipements de la STU destinés à être réutilisés doit être parfaitement maîtrisé. B.11 **Je vous demande de remettre en état les équipements corrodés, de contrôler l'état des**
vannes, notamment des vannes de pieds de bac pour vous assurer de leur étanchéité et, le cas échéant, de procéder aux réparations nécessaires. Vous nous adresserez un bilan des contrôles et remises en état accomplis.
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont relevé des écoulements d'eau sous des tours aéroréfrigérantes humides de la centrale de refroidissement Sud de l'établissement (CRS) situées entre l'atelier STU et l'atelier R2. Vous n'avez pas été en mesure d'expliquer l'origine de ces écoulements. B.12 **Je vous demande d'indiquer l'origine de ces écoulements relevés sous des tours de**
refroidissement. Vous préciserez les actions préventives et correctives mises en œuvre le cas échéant.
Lors de la visite de la STU, des fissures ont été identifiées sur les murs du local 703 dans le cadre de l'examen de conformité. Les inspecteurs ont relevé que ces fissures ne sont pas reprises dans la fiche d'investigation du local. B.13 Je vous demande de justifier l'absence d'identification des fissures du local 703 de la STU
dans le bilan des investigations.
Les inspecteurs ont souhaité connaitre les dispositions qui seraient retenues pour le réseau de transport pneumatique « RTP » qui reste en fonctionnement dans les installations en démantèlement. Vous avez indiqué que ce réseau situé au niveau des plafonds des bâtiments n'interfère pas avec les opérations de démantèlement des salles et que, par conséquent, aucune disposition particulière n'est retenue. Vous avez cependant mentionné la présence possible de blindage sur ce réseau. B.14 Vous indiquerez si le réseau « RTP » présente des tronçons « blindés », le cas échéant vous justifierez les raisons pour lesquelles ces dispositions ont été prises et les raisons pour lesquelles elles n'ont pas été généralisées sur tout le réseau.
## C Observations 7
Les inspecteurs ont relevé que la préparation et le déroulement des journées d'inspection étaient inégaux selon les équipes d'inspecteurs. Ceci a eu pour conséquence de ne pas permettre à l'une des équipes d'inspecteurs de mener l'intégralité des actions de contrôle initialement prévues. Ces circonstances méritent d'être analysées pour en éviter leur renouvellement lors des prochaines inspections liées au réexamen de sûreté des INB de votre établissement.
En conclusion, les inspecteurs ont noté une implication importante d'AREVA NC dans l'élaboration et la réalisation des réexamens périodiques de sûreté des INB n° 33, 38 et 47. Toutefois, les constats des inspecteurs, détaillés dans la présente lettre, doivent amener AREVA NC à faire évoluer le processus national actuel mis en œuvre pour la réalisation d'un réexamen périodique, en particulier pour les installations en démantèlement. Les inspecteurs soulignent que les réexamens périodiques permettent de connaitre l'état de l'installation vis-àvis de l'ensemble des risques liés à cette installation, de mettre en conformité l'installation mais également de proposer des améliorations pour la sûreté de ces installations. Les constats, conclusions et demandes de la présente lettre sont formulés sans préjudice des éventuelles demandes et prescriptions qui pourraient vous être notifiées à l'issue de l'instruction en cours des dossiers de réexamen des installations concernées. 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.
La chef de division, Signé par Hélène HERON |
INSSN-LYO-2017-0766 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 18 juillet 2017 N/Réf. : CODEP-LYO-2017-028930 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin Centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin CS 40009 26131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX
CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire du Tricastin (INB n°87 et 88)
Thème : Environnement Référence : Code de l'environnement, notamment les articles L596-1 et suivants Référence à rappeler dans la réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2017-0766 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base prévu aux articles L596-1 et suivants du code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 12 juillet 2017 sur la centrale nucléaire du Tricastin sur le thème « environnement ». 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection de la centrale nucléaire du Tricastin du 12 juillet 2017 avait pour but de faire le point sur l'avancement du plan d'action mis en place à la suite de la détection de présence d'huile (non radioactive) dans le piézomètre de surveillance de l'environnement repéré 0 SEZ 044 PZ. A l'issue de cette inspection, il apparaît que la centrale nucléaire du Tricastin a mis en œuvre un plan d'action afin d'une part d'empêcher tout nouveau déversement d'huile et d'autre part de suivre et contenir la pollution existante. L'ASN demande à EDF de poursuivre sa surveillance de l'événement et de mettre en œuvre un plan de gestion des sols afin de dépolluer la zone présentant un marquage aux hydrocarbures consécutif à la détection d'huile au niveau du piézomètre repéré 0 SEZ 044 PZ le 26 octobre 2016.
## Elements De Comprehension
Dans les années 1970, au moment de la construction de la centrale nucléaire du Tricastin, la proximité immédiate du canal de Donzère - Mondragon a imposé une exécution des travaux à l'abri d'une enceinte étanche permettant de limiter les pompages d'exhaure en fond de fouille. Une enceinte en béton moulée ancrée dans les marnes sur une profondeur d'un mètre a donc été construite : cette enceinte est toujours en place sous les bâtiments industriels du site. A l'intérieur de cette enceinte géotechnique, la nappe phréatique est maintenue en permanence en légère dépression par rapport à la nappe extérieure de façon à empêcher de manière préventive des fuites d'éventuelles pollutions dans la nappe phréatique extérieure. Le système SEZ assure ainsi un pompage standard moyen d'une vingtaine de mètres cubes par heure environ. Les eaux pompées sont évacuées par les ouvrages de rejets du site et comptabilisées dans le registre des rejets autorisés de la centrale nucléaire. Avec ce système de pompage, le transfert de la nappe phréatique située à l'intérieure de l'enceinte géotechnique vers la nappe phréatique située à l'extérieure du site est quasiment nul. Au titre de la surveillance de l'environnement, l'ASN a imposé à EDF de mettre en place un réseau de dispositifs de contrôle de la nappe phréatique de 18 piézomètres à l'intérieur de la nappe géotechnique (et de 15 piézomètres à l'extérieur de la nappe). Le 26 octobre 2016, EDF a détecté la présence d'huile non radioactive dans le piézomètre repéré 0 SEZ 044 PZ situé dans l'enceinte géotechnique de la centrale nucléaire du Tricastin. Il participe à la surveillance de la nappe phréatique située à l'intérieur de l'enceinte géotechnique de la centrale nucléaire et est situé à proximité de la salle des machines du réacteur 4. Les analyses de l'huile menées par EDF indiquent qu'elle peut provenir du réseau de recueil des huiles et des effluents d'hydrocarbure de la salle des machines (système SEH) passant à proximité du piézomètre. EDF a réalisé un contrôle des canalisations du réseau SEH situées à proximité du piézomètre repéré 0 SEZ 044 PZ et a trouvé une quinzaine de défauts sur les tuyauteries inspectées. Ces défauts peuvent être à l'origine de la présence d'huile dans le sol de l'enceinte géotechnique mais s'agissant de tuyauteries enterrées le caractère traversant des défauts observés ne peut pas être déterminé en l'état. Parallèlement à la recherche de l'origine de l'écoulement d'huile, EDF travaille sur les moyens de dépolluer le sol et le piézomètre. L'ASN a réalisé une inspection réactive le 30 novembre 2016 (référencée INSSN-LYO-2016-348 dont la lettre de suite est disponible sur le site internet de l'ASN : www.asn.fr) afin de contrôler les mesures mises en place par EDF pour trouver l'origine de la pollution et la circonscrire.
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## A. Demandes D'Actions Correctives
Lors de l'inspection du 12 juillet 2017, il a été indiqué que les premiers forages réalisés en avril 2017 pour délimiter la zone polluée aux hydrocarbures n'avaient pas permis de circonscrire cette zone.
Le CNPE a donc réalisé d'autres forages en juin 2017. L'analyse de ces forages est en cours et les résultats sont attendus pour fin juillet 2017. Même si une délimitation précise de la zone polluée permet de réaliser un plan de gestion des sols le plus efficace possible, ce plan de gestion doit être défini et mis en œuvre rapidement après la détection d'une pollution. Demande A1 : je vous demande d'établir et de me transmettre un plan de gestion des sols pollués par des hydrocarbures avant le 1er décembre 2017.
Les inspecteurs ont examiné les actions mises en œuvre pour le pompage des fosses récupérant l'huile des décanteurs situés à proximité des transformateurs du système d'évacuation d'énergie (GEV). Cette activité est réalisée par un prestataire et il a été indiqué aux inspecteurs qu'il n'y avait pas de procédure associée à cette activité ni de surveillance mise en place par EDF.
Demande A2 : je vous demande de rédiger une procédure pour l'activité de pompage de l'huile dans les fosses de récupération des déshuileurs-décanteurs. Demande A3 : je vous demande de mettre en place une surveillance du prestataire pour la réalisation de cette activité. Les inspecteurs sont également revenus sur l'évènement significatif pour l'environnement déclaré le 10 juillet 2017 à la suite d'un dépassement de la limite réglementaire de rejets d'hydrocarbures en sortie du déshuileur repéré 8 SEH. Ils ont constaté que cet événement est dû à un rejet en amont du déshuileur du liquide contenu dans les fosses récupérant l'huile des décanteurs repérés 2 GEV et 4 GEV. Cette pratique n'est pas conforme aux règles d'exploitation en vigueur sur le site pour la gestion des effluents liquides. Demande A4 : je vous demande de réaliser un rappel aux intervenants (EDF et prestataires) sur la procédure à suivre lors du pompage des fosses récupérant l'huile des décanteurs (GEV) et de mentionner clairement l'interdiction de rejet du contenu des fosses récupérant l'huile des décanteurs GEV. Les inspecteurs ont également noté qu'entre le 7 juillet et le 10 juillet 2017, les pompes de relevage du réseau des eaux pluviales et égouts (réseau SEO) étaient embrochées. Or, la procédure en cas de détection d'un non-respect de valeurs limites réglementaires sur des eaux se déversant dans le réseau SEO prévoit un débrochage de ces pompes. Demande A5 : je vous demande d'analyser les raisons qui ont amené à ne pas débrocher les pompes de relevage du réseau SEO conformément à votre procédure.
## B. Complements D'Information
Lors de la réalisation des travaux de la modification référencée « PNPP1666 tome C », une pollution historique des terres par des hydrocarbures a été détectée. Les inspecteurs ont pu constater que le site a pris les dispositions nécessaires afin d'entreposer et d'éliminer ces terres selon les dispositions réglementaires. Certains documents complémentaires sont toutefois nécessaires pour assurer la bonne traçabilité de l'évènement. Demande B1 : je vous demande de me transmettre les résultats d'analyse de la couche de terre excavée la plus profonde. Demande B2 : je vous demande de me transmettre un plan de la zone excavée présentant un marquage en hydrocarbures.
## 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. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Par intérim, L'inspecteur de la sûreté nucléaire signé par Stéphane PEZET |
INSSN-BDX-2017-0217 | DIVISION DE BORDEAUX
Bordeaux, le 31 juillet 2017 Référence courrier : CODEP-BDX-2017-030392 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Golfech Inspection n° INSSN-BDX-2017-0217 du 15 juin 2017 Maîtrise de la réactivité
## 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° 2010-DC-0175 de l'ASN du 4 février 2010 précisant les modalités techniques et les périodicités des contrôles prévus aux articles 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 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 15 juin 2017 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech sur le thème « Maîtrise de la réactivité ».
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 avait pour objectif d'examiner l'organisation mise en place par le site dans le domaine de la maîtrise de la réactivité et de vérifier le niveau d'exigence et de vigilance concernant la surveillance des paramètres de régulation de l'activité neutronique du réacteur.
À l'issue de cet examen par sondage, les inspecteurs considèrent que l'organisation définie par l'exploitant pour la maîtrise de la réactivité et sa mise en œuvre sur le site sont globalement satisfaisantes.
# A. Demandes D'Actions Correctives
Sans objet.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Contrôle d'ambiance dans les locaux des châteaux de plomb des boremètres Les inspecteurs ont vérifié les comptes rendus des dernières inspections visuelles des châteaux de plomb des boremètres des réacteurs 1 et 2, réalisées le 26 janvier 2016, conformément aux demandes de la fiche d'amendement n° 1 au programme de maintenance du système d'échantillonnage nucléaire
(REN). Cette inspection visuelle nécessite l'entrée de personnel dans un local soumis à accès réglementé. Le régime de travail radiologique (RTR) rédigé pour l'inspection visuelle du château de plomb sur le réacteur 1 prévoyait un débit de dose de 0.1 mSv/h en rayonnement γ corps entier et de 0.03 mSv/h en neutrons. Les inspecteurs ont demandé à consulter le relevé des mesures effectuées au titre des contrôles réglementaires annuels demandés par la décision de l'ASN [3] dans les locaux des châteaux de plomb. Le site n'a pas été en mesure de présenter les documents demandés. Les inspecteurs n'ont pas pu vérifier que la valeur du débit de dose prise en compte dans le RTR était cohérente avec les résultats de mesure de débit de dose réalisés in situ. La décision [3] indique dans son article 2 : « En application des articles R. 4452-17 du code du travail et R. 1333-7 du code de la santé publique, la présente décision précise les modalités des contrôles techniques des sources et appareils émetteurs de rayonnements ionisants et des contrôles techniques d'ambiance prévus aux articles R. 4452-12 et R. 4452-13 du code du travail. […] Au sens de la présente décision, on entend par :
- contrôles externes ceux obligatoirement réalisés par l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) ou par un organisme agréé mentionné à l'article R. 1333-95 du code de la santé publique ;
- contrôles internes ceux réalisés sous la responsabilité de l'employeur soit par la personne ou le service compétent en radioprotection mentionnés à l'article R. 4456-1 et suivants du code du travail, soit par les organismes en charge des contrôles externes précités ». L'article 4 de la décision spécifie : « 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 qualités 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 ». Le contrôle technique d'ambiance à réaliser pour les sources scellées et les dispositifs contenant des sources scellées est précisé en annexe de la décision : « Les débits de dose doivent être mesurés en différents points représentatifs de l'exposition des travailleurs au poste de travail qu'il soit permanent ou non. Les résultats de ces contrôles sont consignés dans le rapport défini à l'article 4. Ils précisent notamment la localisation, les caractéristiques des rayonnements et les débits de dose ». B.1 : L'ASN vous demande de lui transmettre le compte-rendu des derniers contrôles externe et interne d'ambiance réalisés pour les locaux des châteaux de plomb des boremètres en application de la décision [3]. B.2 : L'ASN vous demande de vérifier que les débits de dose γ corps entier et neutrons du RTR utilisé lors de l'intervention du 26 janvier 2016 étaient cohérents avec les mesures réalisées in situ au plus près de la date de cette intervention. Rattachement du sous processus « cœur combustible » Le guide de management 496 indique dans son premier principe du management du sous processus « cœur combustible » (GCC) que « le processus cœur combustible est rattaché au macro-processus Produire ». Les inspecteurs ont constaté que, sur votre site, le sous-processus « cœur-combustible » fait partie du processus « Durée de vie » et vous ont questionné sur l'origine de cette particularité. Vos représentants n'ont pas apporté de réponse argumentée au cours de l'inspection. B.3 : L'ASN vous demande d'exposer les raisons qui vous ont amenées à rattacher le sous processus « cœur combustible » au processus « Durée de vie » et non au processus « Produire » comme le demande votre guide de management GM 496. Vous exposerez notamment les avantages apportés par cette organisation. Plan d'actions du sous processus « cœur combustible » Les plans d'actions du sous processus 8.GCC issus des revues de processus 2016 et 2017 du macro processus 8 « Durée de vie » ont été présentés aux inspecteurs. Ces plans d'actions ne sont disponibles que sous forme informatique sur le réseau documentaire interne du site. Trois actions ont été prises en 2016 et trois autres actions concernent 2017. Les versions présentées aux inspecteurs faisaient apparaitre le titre des actions mais l'objectif, le responsable de l'action, l'échéance et le taux d'avancement n'étaient pas mentionnés. Votre guide managérial 496 (GM 496) indique que l'ingénieur exploitation cœur combustible (IECC) doit proposer « un plan d'actions de progrès » en tant que pilote opérationnel du sous processus et qu'il doit suivre l'avancement des actions décidées. B.4 : L'ASN vous demande de lui indiquer les dispositions prises pour assurer le suivi des actions du plan d'actions du sous processus « cœur combustible » conformément à votre guide managérial 496.
Bilan annuel du sous processus 8.GCC Les inspecteurs ont souhaité consulter le bilan annuel du sous processus 8.GCC pour les années 2015 et 2016. Vous avez fourni en guise de bilan le compte rendu des réunions annuelles de revue du sous processus tenues le 4 novembre 2015 et le 6 octobre 2016. Les inspecteurs ont constaté qu'il n'existait pas de bilan annuel tel que demandé par votre GM 496 : « Un bilan annuel est élaboré par le pilote opérationnel selon la trame définie dans le guide d'accompagnement ». Le guide d'accompagnement est celui de l'ancienne DT 496, en référence [1] du GM 496. B.5 : L'ASN vous demande d'indiquer si le « guide d'accompagnement de la mise en œuvre du référentiel Management du processus cœur combustible », de référence D4550.37-11/5186, reste bien d'application dans le cadre de l'établissement du bilan annuel du sous processus 8.GCC. Vous préciserez, le cas échéant, l'indice en vigueur.
## Formation De L'Iecc
Le cursus de formation des ingénieurs d'exploitation cœur combustible (IECC) est décrit, au niveau national, dans le « guide de professionnalisation de l'ingénieur Exploitation des cœurs et du combustible ». Ce document n'a pas été décliné au niveau local sur votre site.
La formation de l'IECC comprend une partie théorique et une partie pratique qui doit s'effectuer lors d'immersions dans plusieurs services du site et par compagnonnage. Le guide national indique qu'« il convient de tracer et justifier le contenu du parcours de professionnalisation de manière individuelle ». À ce sujet, des fiches types sont fournies dans le guide pour la justification des immersions et des compagnonnages effectués. Ces fiches doivent porter le nom des tuteur, compagnon et hiérarchique encadrant la formation.
Les inspecteurs ont regardé le carnet individuel de formation de l'IECC en place. Celui-ci ne comportait aucune fiche d'immersion ou de compagnonnage rédigée et signée. B.6 : L'ASN vous demande de veiller à bien faire figurer dans le carnet individuel de formation de l'IECC les fiches d'immersion et de compagnonnage renseignées tel que le demande votre guide de professionnalisation de l'IECC. Vous assurerez notamment cet enregistrement pour le futur IECC du CNPE qui prendra ses fonctions à partir du mois de juillet 2017.
Passage à l'indice 1 de la DT 336 La DT 336 « valorisation du boremètre pour la surveillance de la dilution homogène du CPP dans les états d'arrêt » est passée à l'indice 1 en juin 2015 pour renforcer la surveillance de la concentration en bore.
Un test global du bon fonctionnement du boremètre avant de débuter les opérations de manutention combustible (rechargement et déchargement) a été ajouté dans le nouvel indice de la note. Les inspecteurs vous ont demandé si ces tests avaient bien été réalisés lors du dernier arrêt du réacteur 2 en 2017 et lors de l'arrêt du réacteur 1 en 2016. Vous n'avez pas été en mesure d'apporter une réponse aux demandes des inspecteurs. B.7 : L'ASN vous demande de lui transmettre les documents justifiant la bonne réalisation des tests demandés dans la DT 336 à l'indice 1 concernant la vérification du bon fonctionnement du boremètre avant de débuter les opérations de manutention combustible (rechargement et déchargement) pour les deux derniers arrêts de réacteur.
## Essai Ep Epn 5005 « Mesure De L'Efficacité Intégrale De Tous Les Groupes Seuls »
Les inspecteurs ont regardé les gammes des essais physiques au redémarrage à puissance nulle et en puissance jouées lors du dernier arrêt du réacteur 2, en 2017.
Les inspecteurs ont remarqué que la courbe d'efficacité intégrale du groupe SA issue de l'essai périodique EP EPN 5005 ne présentait pas d'asymptote en fin d'insertion. La forme asymptotique de la courbe est un critère d'acceptation de la pesée comme l'indique la méthode de pesée dynamique des grappes mise en œuvre dans cet essai. La pesée du groupe a néanmoins été retenue à l'issue de l'essai. B.8 : L'ASN vous demande de préciser vos critères d'acceptation des pesées des grappes lors de l'essai EP EPN 5005. Vous préciserez notamment comment se sont effectuées la vérification et l'acceptation de la forme de la courbe d'efficacité intégrale du groupe SA par rapport à l'attendu théorique lors des derniers essais physiques du réacteur 2.
## C. Observations
C.1 Une liste de documents à fournir avant l'inspection, en vue de la préparation de celle-ci, a été transmise au site par les inspecteurs le 9 mai 2017. La moitié des documents demandés n'a pas été transmise avant l'inspection.
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, 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'assurance de ma considération distinguée.
L'adjointe au chef de la division de Bordeaux, SIGNÉ PAR
Hermine DURAND |
INSSN-CAE-2017-0302 |
DIVISION DE CAEN
Caen, le 23 juin 2017 N/Réf. : CODEP-CAE-2017-024828 Monsieur le Directeur du CNPE de Penly BP 854 76 370 NEUVILLE-LES-DIEPPE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Penly, INB 136 et 140 Inspection n° INS-CAE-2017-0302 du 7 juin 2017 Management de la sûreté Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Guide ASN du 21 octobre 2005 relatif aux modalités de déclaration et à la codification des critères relatifs aux événements significatifs impliquant la sûreté, la radioprotection ou l'environnement applicable aux installations nucléaires de base et au transport de matières radioactives
[3] Arrêté ministériel modifié du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[4] Document EDF D4008.27.01JPG/VB/Le Manuel Qualité de la DPN indice 5 du 12 décembre 2014 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 7 juin 2017 au CNPE de Penly sur le thème du management de la sûreté. 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 7 juin 2017 a concerné le management de la sûreté mis en œuvre sur le CNPE de Penly.
Dans un premier temps, les inspecteurs ont examiné la méthode d'élaboration de la revue du macroprocessus « contrôler et améliorer la sûreté » en fin d'année 2016, l'élaboration du plan d'action d'amélioration associé pour l'année 2017 et le suivi de ce plan d'action. Puis, les inspecteurs ont examiné l'exploitation faite par le CNPE des événements intéressants la sûreté (EIS) ainsi que le processus décisionnel mis en œuvre lorsque les services opérationnels sont en désaccord avec la filière indépendante de sûreté (FIS) du site. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour le management de la sûreté apparaît perfectible. Le diagnostic annuel de sûreté du site semble de qualité avec des actions définies pour traiter les axes d'amélioration identifiés. Néanmoins, des actions fortes doivent être engagées pour la documentation des événements intéressants la sûreté et la prise en compte du retour d'expérience associé. Par ailleurs, l'exploitant devra documenter et suivre avec rigueur le processus décisionnel mis en œuvre lorsque les services opérationnels sont en désaccord avec la FIS du site.
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## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Exploitation Des Événements Intéressants La Sûreté (Eis)
Le guide ASN en référence [2] indique que « les […] événements n'entrant pas dans le champ des critères de déclaration, sont recensés par l'exploitant ou l'opérateur de transport pour en permettre l'analyse du retour d'expérience. Ceux-ci, dits événements intéressants, sont des événements dont l'importance immédiate ne justifie pas une analyse individuelle mais qui peuvent présenter un intérêt dans la mesure où leur caractère répétitif pourrait être le signe d'un problème nécessitant une analyse approfondie. Les informations relatives à ces événements sont accessibles, à la demande de l'ASN, aux inspecteurs des installations nucléaires de base et à l'IRSN. Pour chacun des domaines sûreté, radioprotection et environnement, l'exploitant définit ses propres critères pour identifier les événements intéressants. ». La directive interne EDF n° 100 (DI100) définit les modalités de caractérisation et de traitement des événements intéressant et prévoit notamment que ces événements soient mémorisés dans l'outil « SAPHIR ». Les inspecteurs ont souhaité examiner l'exploitation faite par EDF de ces EIS en termes de diagnostic de la sûreté de l'installation et de prise en compte du retour d'expérience. Il apparaît que ces événements ne sont pas mémorisés tels que prévu par la DI100 et ne font pas l'objet d'une analyse particulière dans ce cadre.
## A.1.1 Je Vous Demande De Veiller Au Respect Du Guide Asn En Référence [2] Décliné En Exigences Dans La Di100 Relatives À La Mémorisation Des Eis Et À L'Analyse De Leur Caractère Répétitif. Vous M'Indiquerez Les Actions Menées En Ce Sens.
Malgré l'absence de mémorisation des EIS, vos représentants ont tout de même transmis aux inspecteurs des listes d'indisponibilités fortuites de groupe 1 et de groupe 2 au sens des Règles Générales d'Exploitation (RGE), qui correspondent à des EIS au sens des critères 1 et 2 définis dans la DI100. En effet, une analyse des événements redevables d'indisponibilités fortuites de groupe 1 est réalisée hebdomadairement par un ingénieur de sûreté en formation et annuellement dans le diagnostic annuel de sûreté du site. Les inspecteurs ont relevé que l'analyse réalisée hebdomadairement ne faisait l'objet d'aucun processus élémentaire dans votre système de management intégré.
## A.1.2 Je Vous Demande De Définir Le Processus Élémentaire D'Analyse Hebdomadaire Des Indisponibilités Fortuites De Groupe 1 Dans Votre Système De Management Intégré.
Sur la base de ces listes et lors d'un examen par sondage, les inspecteurs ont souhaité vérifier si le retour d'expérience de ces événements avait été pris en compte de manière adéquate par le site. Ils ont notamment relevé les faits suivants sur la base des informations à leur disposition le jour de l'inspection :
- Plusieurs indisponibilités fortuites de la chaîne de mesure du niveau de puissance du réacteur n° 2 référencée 2RPN010MA ont été déclarées en janvier et février 2017 sans que vos représentants puissent indiquer aux inspecteurs les causes de ces dysfonctionnements à répétition et les actions curatives, correctives et préventives mises en œuvre.
- L'indisponibilité référencée « EPP1 » a été déclarée le 19 avril 2016 sur le réacteur n° 2. Lors de l'examen des faits, il apparaît que l'indisponibilité n'avait pas été identifiée par la filière opérationnelle en charge de la conduite de l'installation et de l'analyse des résultats des essais périodiques mais a néanmoins été identifiée par la filière indépendante de sûreté. Cet événement a fait l'objet d'un constat référencé 2016-04-03550 pour l'absence d'analyse d'un non-respect de critère dit « B » d'essai périodique. Le traitement de ce constat a conduit à régulariser la situation a posteriori en déclarant l'indisponibilité mais il apparaît qu'aucune analyse détaillée de l'événement n'a été initiée et qu'aucune action corrective n'a été mise en œuvre malgré le non-respect a priori du chapitre IX des RGE.
- L'indisponibilité référencée « RCP8 »a été déclarée le 30 août 2016 sur le réacteur n° 2. Lors de l'examen des faits, il apparaît que des prescriptions particulières requérant notamment la disponibilité du boremètre étaient mises en œuvre dans le cadre d'une opération d'oxygénation du circuit primaire principal. Cependant, ces prescriptions n'ayant pas été reportées au tableau de suivi en salle de commande, l'indisponibilité fortuite du boremètre n'a pas donné lieu à l'identification rapide de l'indisponibilité fortuite RCP8 au sens des RGE. Malgré le non-respect du référentiel de conduite de l'installation qui aurait pu engendrer un non-respect des RGE, il apparaît qu'aucune analyse détaillée de l'événement n'a été initiée et qu'aucune action corrective n'a été mise en œuvre.
- L'indisponibilité fortuite référencée « RGL5 » a été déclarée le 24 juillet 2016 sur le réacteur n° 2 pendant 52 minutes à la suite de l'apparition de l'alarme référencée « RGL029AA » et prévoit de replier le réacteur dans un état sûr sous une heure. Lors de l'examen des faits, il apparaît que l'indisponibilité n'a été déclarée qu'après confirmation du caractère avéré de l'alarme par l'astreinte du service automatisme. Ce délai entre l'apparition de l'alarme et la déclaration de l'indisponibilité peut potentiellement engendrer un non-respect de la conduite à tenir.
A.1.3 Pour les différents cas susmentionnés, je vous demande de me faire part de votre analyse des faits rencontrés sur la base des éléments à votre disposition. Vous veillerez à exploiter le retour d'expérience associé et vous positionnerez sur le caractère potentiellement significatif pour la sûreté des événements survenus.
## A.2 Prise En Compte Des Exigences Relatives À La Protection Des Intérêts Dans Toute Décision Concernant L'Installation
L'article 2.4.1 de l'arrêté en référence [3] exige que :
I. ― L'exploitant [définisse] et [mette] 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 ».
Les inspecteurs ont examiné le processus décisionnel mis en œuvre notamment lorsque la filière opérationnelle et la FIS sont en désaccord. Ils ont notamment examiné par sondage la mise en œuvre de ce processus sur des cas concrets en 2016. Ils ont relevé les points suivants : - L'outil de suivi de ce processus ne semble pas rigoureusement renseigné notamment le positionnement des métiers et les références des suites données ne sont pas toujours renseignées.
- La documentation de la décision finalement retenue par la direction du site semble insuffisamment argumentée pour certains cas et ne reprend notamment pas toujours les exigences réglementaires associées et la politique mentionnée à l'article 2.3.1 de l'arrêté en référence [3].
- La décision du 8 mars 2016 relative à la découverte d'écrous desserrés sur des échangeurs de refroidissement du réacteur et à une documentation inadaptée pour le serrage de ces écrous a été prise sans que les métiers compétents ne se soient positionnés de manière formalisée sur l'impact de ces écarts sur la tenue au séisme des équipements, ce positionnement ayant été réalisé a posteriori.
Au vu des éléments susmentionnés, je vous demande de renforcer la rigueur du processus décisionnel mis en œuvre notamment lorsque la filière opérationnelle et la FIS sont en désaccord. Vous m'indiquerez les actions menées en ce sens.
## A.3 Maintien Et Mise En Œuvre Du Smi
L'article 2.4.2 de l'arrêté en référence [3] exige que « l'exploitant [mette] 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 souhaité faire un point d'avancement sur la déclinaison dans votre système de management intégré (SMI) des exigences du manuel qualité en référence [4]. Au vu des échanges avec vos représentants, il apparaît que la déclinaison de ces exigences n'est pas encore achevée. Par ailleurs, avec la mise en place du projet national « SDIN » au 2 mai 2017, il apparaît que vos services ont privilégié la mise à jour et la validation de « règles d'usage » opérationnelles préalablement à la mise à jour de votre système de management intégré. Ainsi, vous avez fait le choix de fonctionner avec des exigences mises à jour dans les procédures opératoires plutôt que dans votre SMI qui sera mis à jour dans un second temps a priori avant la fin de l'année 2017. Conformément à l'article 2.4.2 de l'arrêté en référence [3], je vous demande de veiller au maintien et à la bonne mise en œuvre de votre SMI notamment lorsque des modifications importantes de vos organisations sont effectuées. Pour la déclinaison des exigences du manuel qualité en référence [4] et la mise en place du projet national « SDIN », je vous demande de vous engager sur les mises à jour associées de votre SMI dans un délai compatible avec le respect des exigences des articles 2.4.1 et 2.4.2 de l'arrêté en référence [3].
## B Compléments D'Information B.1 Identification Et Mise En Œuvre Des Améliorations
L'article 2.4.2 de l'arrêté en référence [3] exige que « l'exploitant [mette] 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 par sondage l'évaluation annuelle réalisée du macroprocessus « contrôler et améliorer la sûreté » et la définition des actions permettant d'en améliorer l'efficacité. Globalement, ils considèrent que cette évaluation permet d'identifier des axes de progrès et de mettre en place des actions a priori pertinentes. Néanmoins, les inspecteurs ont relevé les points suivants : - Le taux d'avancement du plan d'actions 2016 du macroprocessus « contrôler et améliorer la sûreté » était le plus bas vis-à-vis des autres macroprocessus lors de l'élaboration du diagnostic annuel de sûreté 2016. Il apparaît qu'il n'y a pas de suivi particulier et systématique de ce plan d'actions malgré la priorité accordée à la protection des intérêts au sens de l'arrêté en référence [3]. Il apparaît qu'aucune action pour améliorer le taux d'avancement du plan d'actions du macroprocessus « contrôler et améliorer la sûreté » n'était définie en 2017.
- Le taux d'arbitrage de la direction en faveur de la FIS lorsqu'un désaccord existe entre les filières opérationnelles et la FIS était en baisse en 2016 par rapport aux années précédentes. Il apparaît que cette tendance à la baisse est en cours d'analyse et que des actions d'amélioration sont en cours de définition.
- Le taux de réalisation des « plans de contrôle interne » était a priori très bas en 2016. Il apparaît que ce levier d'amélioration peine dans sa mise en œuvre et nécessite un suivi renforcé en 2017 sans qu'aucune action particulière n'ait été présentée sur le sujet le jour de l'inspection. Pour autant, ce levier d'amélioration semble important puisqu'il se base sur l'analyse de risques effectuée au vu des grandes activités programmées sur l'année à venir.
- L'outil dit « OSRED », permettant d'analyser a posteriori les prises de décisions en temps réel, défini dans votre SMI n'est plus mis en œuvre depuis plusieurs années. Il apparaît que cet outil est jugé trop lourd dans sa mise en œuvre et a été abandonné par le site,
- Les échéances définies dans le plan d'actions 2017 ont interrogé les inspecteurs, certaines échéances étant définies au 1er janvier 2017 alors que les actions n'ont pu être lancées à cette date.
Pour autant, lors des instances de pilotage de ces actions, ces échéances n'ont a priori pas été revues.
Pour chacun de ces points, vous me ferez part de votre analyse de la situation vis-à-vis des exigences de l'article 2.4.2 de l'arrêté en référence [3]. Le cas échéant, vous m'informerez des actions mises en œuvre afin de vous conformer à ces exigences.
## B.2 Définition Des Responsables De La Mise En Œuvre Des Actions D'Amélioration Et Mesures D'Efficacité Associées
Les inspecteurs ont examiné par sondage le plan d'actions 2017 du macroprocessus « contrôler et améliorer la sûreté ». Ils se sont notamment intéressés à la définition des responsables en charge de la mise en œuvre de ces actions d'amélioration et des mesures d'efficacité associées. Ils ont relevé les points suivants : - Le pilote désigné pour l'action « intégrer le dossier d'amendement sûreté » est la « structure sûreté qualité » (SSQ) du CNPE avec une mesure d'efficacité associée à la cible de cette action ainsi définie « 0 ESS DA sûreté » consistant a priori à ne pas avoir à déclarer un événement significatif dans le domaine de la sûreté associé à l'intégration du dossier d'amendement sûreté. Les inspecteurs s'interrogent sur le fait que la responsabilité du pilotage de cette action soit portée par la SSQ, au vu des missions définies dans votre directive interne n° 106 relative aux missions en matière de sûreté et de qualité. Par ailleurs, ils considèrent que la mesure d'efficacité associée à la cible de cette action n'est pas adéquate.
- La mesure d'efficacité associée à la cible « réaliser l'analyse d'impact du décret du 28 juin 2016 »
est définie ainsi « 100% des DMT obtenues » consistant a priori en l'obtention d'un accord pour mise en œuvre des demandes de modifications temporaires soumises à l'accord de l'ASN. Les inspecteurs considèrent que la mesure d'efficacité associée à cette cible n'est pas adéquate.
Je vous demande de me faire part de votre analyse des points susmentionnés. Le cas échéant, vous m'indiquerez les actions mises en œuvre.
## B.3 Définition Des Indicateurs De Performance
Les inspecteurs ont examiné les indicateurs de performances pris en compte par le site dans le cadre du macroprocessus « contrôler et améliorer la sûreté ». Ils ont relevé que la grande majorité de ces indicateurs était liée aux événements significatifs déclarés par le site à l'autorité de sûreté nucléaire mais qu'aucun indicateur ne portait sur les « signaux faibles » ayant ou étant susceptibles d'avoir un impact sur la protection des intérêts au sens de l'arrêté en référence [3]. Ces « signaux faibles » font néanmoins l'objet d'une analyse détaillée dans le diagnostic annuel de sûreté établi par le site. Par ailleurs, aucun indicateur de performance relatif à l'indépendance et à l'écoute de la FIS par la direction n'est défini alors qu'il s'agit d'un levier fondamental pour l'amélioration de la sûreté des installations. Je vous demande de vous positionner sur l'opportunité de définir des indicateurs de performance du macroprocessus « contrôler et améliorer la sûreté » relatifs aux signaux faibles et à l'indépendance et l'écoute de la FIS.
## C Observations
Sans Objet.
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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.
La chef de division, Signé par Hélène HÉRON |
INSSN-STR-2017-0079 | DIVISION DE STRASBOURG
Strasbourg, le 23 août 2017 N° Réf : CODEP-STR-2017-034623 N/Réf. Dossier : INSSN-STR-2017-0079 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 11 juillet 2017 Thème : Prévention des pollutions : Unités de traitement à la monochloramine (CTE) et de traitement à l'acide sulfurique (CTF)
Références : [1] Décision n°2014-DC-0415 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 janvier 2014 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvement et de consommation d'eau et de rejet dans l'environnement des effluents liquides et gazeux des installations nucléaires de base n°124, n°125, n°126 et n°137 exploitées par Électricité de France - Société Anonyme (EDF-SA) sur la commune de Cattenom (département de la Moselle).
[2] Décision n°2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 relative à la maitrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base.
[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) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 11 juillet 2017 au centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom sur le thème « Prévention des pollutions » et plus particulièrement sur les unités de traitement à la monochloramine (CTE) et de traitement à l'acide sulfurique (CTF).
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 11 juillet 2017 portait sur le thème « Prévention des pollutions » et sur le respect des prescriptions figurant en références. Les unités, objet de l'inspection, étaient les unités de traitement à la monochloramine (CTE) et de traitement à l'acide sulfurique (CTF).
Elle avait pour objectif de contrôler l'organisation de l'exploitant en matière de surveillance des prestataires, de suivi des équipements importants pour la protection (EIP) et les exigences définies afférentes, d'analyse au point de rejet et de détection en cas de dysfonctionnement de l'installation.
Les inspecteurs ont examiné le plan de surveillance des prestataires en charge du suivi du processus de production de monochloramine, du dépotage des produits dangereux (ammoniaque, eau de javel et acide sulfurique) et des prélèvements pour les analyses sur les légionnelles et les amibes.
Ils ont contrôlé la maintenance et les essais réalisés sur quelques EIP (8 CTF 418 MG et CTF 421 MG) et demandé le programme de suivi des canalisations de transport de l'acide sulfurique.
Les inspecteurs se sont rendus sur les installations des unités de traitement à la monochloramine, de traitement à l'acide sulfurique et de traitement à l'acide chlorhydrique et, dans le cadre d'un exercice, ont vérifié le bon fonctionnement de la chaîne de déclenchement de l'aspersion et des signaux lumineux et sonore sur l'atteinte d'un seuil de 150 ppm au niveau d'un détecteur d'ammoniac.
Il ressort de cette inspection que les dispositions prises par le CNPE pour maîtriser la production et l'injection de monochloramine ainsi que le traitement antitartre à l'acide sulfurique sont globalement satisfaisantes. Les inspecteurs ont cependant relevé plusieurs axes d'améliorations concernant certains contrôles notamment sur les détecteurs d'ammoniac et les canalisations de transport d'acide sulfurique. Il paraît également nécessaire de statuer définitivement sur le maintien en fonctionnement ou non de l'ancienne installation CTF, en particulier le stockage d'acide chlorhydrique, et d'engager, le cas échéant, son démantèlement et sa mise en sécurité.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Selon la décision en référence [2], au chapitre III « Stockage, entreposage et manipulation de substances radioactives ou dangereuses » Section 1-Art. 4.3.4, il est précisé :
« 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, des rétentions, des réservoirs et capacités ;
- le bon fonctionnement, le contrôle périodique et l'étalonnage des appareils de mesure et des alarmes équipant ou associées à ces équipements importants pour la protection ;
- le bon fonctionnement des vannes, clapets et systèmes d'obturation ; - le bon fonctionnement des dispositifs de mesure de niveau dans les réservoirs et capacités, les détecteurs de présence dans les rétentions et les reports d'information associés pour prévenir les débordements. »
## Détecteurs D'Ammoniac
Lors de la mise en service des installations de production et d'injection de monochloramine, des critères d'entrée dans le plan d'urgence interne (PUI) toxique ont été mis en place pour prendre en compte le scénario d'un nuage d'ammoniac. Les inspecteurs se sont intéressés à la maintenance et aux essais effectués sur ces capteurs et sur les automatismes associés et ont constaté qu'aucune maintenance ni essais périodiques n'étaient réalisés depuis la mise en service de l'installation en 2014 ce qui peut affecter le bon fonctionnement de ceux-ci et retarder la phase de déclenchement du PUI toxique.
Demande n°A.1 : Je vous demande de mettre en place un suivi des détecteurs d'ammoniac et des essais périodiques permettant notamment de vous assurer de l'étalonnage des détecteurs, de leur temps de réponse et des actions associées.
## Canalisations D'Acide Sulfurique
Les inspecteurs ont constaté que votre note technique D5320/NT/MC/804021 indice 7 du 8 décembre 2016
« PLMP canalisations et appareils véhiculant des substances dangereuses » ne prévoyait aucun contrôle des canalisations de transfert d'acide sulfurique vers les aéroréfrigérants. Seules les canalisations d'acide chlorhydrique sont mentionnées.
Demande n°A.2 : Je vous demande de mettre à jour votre programme local de maintenance préventive afin de prendre en compte le contrôle des nouvelles canalisations d'acide sulfurique.
## B. Compléments D'Information Dépotage L'Acide Sulfurique
Le positionnement de la vanne de dépotage de l'acide sulfurique 8 CTF 301 RI, plus élevée que la vanne de vidange des citernes mobiles apportées par camion, conduit au moment de la déconnexion à un écoulement d'acide sulfurique, correspondant au volume du flexible de raccordement, dans la rétention de la zone de dépotage.
Demande n°B.1 : Je vous demande de me faire part des possibilités d'amélioration de l'ergonomie de la liaison entre la vanne de dépotage et la connexion au camion pour éviter l'écoulement d'acide sulfurique lors du retrait du flexible.
## Détecteurs D'Ammoniac
Lors de la visite, il est apparu que le détecteur d'ammoniac 8 CTE 901 MG apparaissait en défaut au niveau de la centrale d'acquisition des détecteurs d'ammoniac 8 CTE 510 MG.
Demande n°B.2 : Je vous demande de m'indiquer depuis quand date cette indisponibilité et de me présenter les dispositions prévues pour y remédier.
## Traitement À L'Acide Chlorhydrique
Les inspecteurs ont bien noté que l'installation de traitement à l'acide chlorhydrique est destinée à être mise hors service, remplacée par l'installation de traitement à l'acide sulfurique, mais est maintenue provisoirement en conditions de fonctionnement afin de pouvoir pallier une éventuelle indisponibilité de la nouvelle installation pendant le début de son exploitation. Néanmoins les inspecteurs ont constaté que les réservoirs contenaient encore de l'acide chlorhydrique en grande quantité, que les réservoirs 8 CTF 001 à 003 BA ne comportent pas d'étiquetage réglementaire à jour (pictogrammes anciens), que l'étiquetage réglementaire du réservoir 8 CTF 004 BA est constitué d'un simple feuillet plastifié, que le piquage en pied de bâche 8 CTF 003 BA est corrodé par des égouttures d'acide et que le poste de contrôle est vétuste. Demande n°B.3 : Je vous demande de me préciser la date de mise en hors service de cette installation, et de veiller à sa mise en sécurité dès son arrêt notamment par l'élimination de l'acide chlorhydrique restant.
## C. Observations
C.1 Traitement à l'acide sulfurique : Au niveau des pieds de bâche d'acide sulfurique, la condamnation des vannes 8 CTF 407, 416, 470 (…) VR est signalée par un papier exposé aux intempéries et rendu illisible. Or la décision de condamnation vient d'un retour d'expérience d'un évènement du 25 juin 2015 ; il conviendrait ainsi d'installer une signalisation pérenne.
C.2 Rapport annuel sur l'environnement : Plusieurs points du rapport sont apparus erronés ou insuffisamment expliqués. Par exemple les chiffres d'émission annuelle de sulfates indiqués page 26 et 28 sont différents (le chiffre page 26 étant erroné, la valeur du mois de décembre de 580 tonnes a pris la place du total annuel de 4795 tonnes) ; sur ce même paramètre, la hausse très significative des émissions prévisionnelles, estimées à 18 750 tonnes pour l'année 2017, n'est pas commentée dans le rapport, alors qu'il s'agit d'un des principaux impacts de la substitution de l'utilisation de l'acide chlorhydrique par l'acide sulfurique dans l'installation CTF. Enfin les valeurs d'émission de chlorures en concentration indiqués page 32 (moyenne de 3 mg/L) sont difficiles à recouper avec les chiffres en flux (1 638 tonnes), ce qui pourrait utilement être éclairé par un commentaire sur les modalités et incertitudes de mesure et l'articulation des flux entrants, sortants et mesurés.
C.3 Le programme de surveillance des prestataires est apparu conforme aux exigences réglementaires de l'arrêté
[3] avec des points de contrôles bien adaptés et un suivi des constats relevés dans les fiches de surveillance avec un retour du prestataire. C.4 Fiches de données de sécurité (FDS) : les inspecteurs ont consulté les FDS de l'acide sulfurique, de l'ammoniaque, de l'eau de javel, et du Fyrquel EHC-N. Ils ont également examiné le système des Fiches locales d'utilisation (FLU) prévu pour répondre aux obligations réglementaires de la « notice de poste » telle que définie par le Code du travail à son article R. 4412-39.
La FDS de l'eau de javel n'est pas à jour ; elle n'est pas au format FDS « étendue » (ou « e-FDS ») tel que prévu par le Règlement 1907/2006/CE (Règlement « REACH », article 31) et ne comporte donc pas de scénario d'exposition. Il conviendra de veiller à la tenue à jour de l'ensemble des FDS, compte tenu de la généralisation des enregistrements de substances au titre du Règlement REACH, sans attendre l'échéance périodique de 3 ans définie en interne à EDF.
Les trois autres FDS consultées disposent des scénarios d'exposition en annexe ; toutefois l'articulation nécessaire entre les recommandations issues des scénarios d'exposition, et le contenu des FLU, n'apparaît pas claire et systématique. Un exemple ponctuel de cette bonne articulation a pu être constaté pour le cas du Fyrquel EHC-N, où la lettre référencée D455016034853, « Réponse à la demande de Cattenom sur la définition des EPI pour l'usage du Fyrquel » formalise l'exploitation des recommandations issues des scénarios d'exposition en vue de la désignation des EPI dans la FLU. Une telle démarche, illustrative d'une bonne pratique, gagnerait à être systématisée, de sorte à garantir la conformité du système local des FLU aux exigences issues du Règlement REACH. C.5 Recensement des produits chimiques : Les inspecteurs ont examiné la note technique « Quantité de matière dangereuse présente sur le CNPE de Cattenom » référencée D5320/NT/PR/515266 indice 2 du 6 juin 2017 et répondant notamment à l'article 4.2.1.III de la décision [2], ainsi que le tableau Excel servant au recensement Seveso. Ces deux documents répondent de manière satisfaisante aux obligations réglementaires correspondantes. 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.
L'adjoint au chef de la division de Strasbourg Vincent BLANCHARD
SIGNÉ PAR |
INSSN-STR-2017-0191 | DIVISION DE STRASBOURG
Strasbourg, le 21 juin 2017 N° Réf : CODEP-STR-2017-024489 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Fessenheim BP n°15 68740 FESSENHEIM
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base EDF - CNPE de Fessenheim Inspection INSSN-STR-2017-0191 du 23/05/2017 Thème : R.8.3 Déchets Réf. : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Décision n° 2015-DC-0508 du 21 avril 2015 relative à l'étude sur la gestion des déchets et au bilan des déchets produits dans les installations nucléaires de base
[3] Arrêté du 15 mai 2006 relatif aux conditions de délimitation et de signalisation des zones surveillées et contrôlées et des zones spécialement réglementées ou interdites compte tenu de l'exposition aux rayonnements ionisants, ainsi qu'aux règles d'hygiène, de sécurité et d'entretien qui y sont imposées
[4] Document EDF D 5190-06.0750-I/03/SGX/006 Ind. 4 - Instruction, organisation et gestion des locaux TES du BAN (T.E.S : Traitement Effluents Solides)
[5] Document EDF D 5190-09.1810-I/05/SGX/013 Ind. 1 - Instruction, organisation et gestion du local UME - N256 (U.M.E : Unité Mobile d'Enrobage)
[6] Document EDF P FS SN 101 112 0000 S TN P Ind. 14 - Zonage déchets du CNPE de Fessenheim
[7] Référentiel EDF D4550.35-09/2923 indice 4 : "Maîtrise des chantiers"
## 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. 592-22 du code de l'environnement, une inspection courante a eu lieu le 23 mai 2017 au CNPE de Fessenheim sur le thème R.8.3 « 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
L'inspection du 23 mai 2017 avait pour objet de contrôler les dispositions prises pour assurer la gestion des déchets conformément aux textes réglementaires [1] et [2].
Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place pour assurer la gestion des déchets en lien avec les prestataires. Ils ont ensuite contrôlé la gestion opérationnelle des déchets, en vérifiant notamment la déclinaison du titre III de la décision [2] concernant le plan de zonage des déchets. Ils ont enfin effectué une visite du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), de l'aire d'entreposage des déchets très faiblement actifs (TFA), de l'aire d'entreposage des outillages contaminés (AOC) et du centre de regroupement des déchets (CRD). Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour la gestion des déchets apparaît satisfaisante, en particulier en ce qui concerne le suivi des prestataires. Toutefois, l'exploitant devra veiller à mettre à jour les plans d'entreposage des déchets, notamment pour les locaux du BAN.
## A. Demandes D'Actions Correctives Zones D'Entreposage Des Déchets :
Article 6.3 de l'arrêté 1 : 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. Article 2.2.3 de la décision 2 : L'étude sur la gestion des déchets, /…/présente la liste et les caractéristiques des zones d'entreposage des déchets /…/. Les inspecteurs ont constaté que les plans des zones d'entreposage des déchets des locaux de tri des effluents solides du BAN (TES) ainsi que celui de l'UME n'étaient pas conformes aux documents d'exploitation en référence 4 et 5.
Notamment, plusieurs fûts ont été placés devant le groupe hydraulique de la presse à compacter limitant l'accès aux dispositifs d'extinction d'incendie. Vos services ont indiqué qu'ils avaient identifié cet écart et que ces plans étaient en cours de mise à jour.
Demande A.1 : Je vous demande d'intégrer les plans d'entreposage mis à jour dans vos documents d'exploitation en référence 4 et 5 et de vous assurer de leur respect. Vous veillerez à déplacer rapidement les fûts de déchets limitant l'accès aux dispositifs d'extinction d'incendie.
Les inspecteurs ont observé à proximité du CRD, une zone dans laquelle étaient entreposés divers objets tels que bobines de câble, bardages ou structures métalliques et quelques bennes bâchées contenant pour certaines des déchets de laine de verre. Vos services ont indiqué que cette zone doit être comprise comme une zone de transit pour une expédition rapide des déchets hors du site. La limite de cette zone, son plan d'entreposage spécifique, les délais et la surveillance du prestataire assurant la gestion de cette zone n'ont pu être communiqués aux inspecteurs.
Demande A.2 : Si vous souhaitez pérenniser cette zone d'entreposage, je vous demande de l'intégrer dans votre étude sur la gestion des déchets et dans vos documents d'exploitation, et d'en préciser les caractéristiques. Dans l'attente de cette mise à jour, les déchets entreposés à proximité du CRD doivent être déplacés dans une zone d'entreposage identifiée par votre référentiel.
## Durées D'Entreposage Des Déchets :
Article 6.3 de l'arrêté 1 : L'exploitant /…/ définit une durée d'entreposage adaptée, en particulier, à la nature des déchets et aux caractéristiques de ces zones d'entreposage.
Article 2.2.3 de la décision 2 : L'étude sur la gestion des déchets, /…/présente la liste et les caractéristiques des zones d'entreposage des déchets /…/et justifie les durées d'entreposage associées, notamment au regard des éléments contenus dans le rapport de sûreté et l'étude d'impact ainsi que de la disponibilité des filières de gestion.
Les inspecteurs ont constaté que les déchets situés sur les zones d'entreposage des locaux TES et UME ne font pas l'objet d'une durée maximale d'entreposage. Par ailleurs, ils ont observé que des résines bituminées entreposées sur l'aire TFA depuis 2005 le sont dans des conteneurs dégradés. Vos services n'ont pas pu justifier la durée d'entreposage prévue pour ces conteneurs afin d'assurer leur bon état et leur intégrité lors de leur entreposage sur cette aire. Enfin, les inspecteurs ont constaté qu'une bombe inox, dont le contenu n'est pas identifié, est entreposée depuis plus de 5 ans dans l'armoire à solvants pour laquelle aucune durée maximale d'entreposage des déchets n'est définie. Par ailleurs, aucun plan de gestion de ce déchet potentiellement sans filière ne semble avoir été établi.
Je vous rappelle que l'article 6.3 de l'arrêté 1 porte sur toutes les zones d'entreposage de déchets de l'installation.
Cette prescription s'applique ainsi à tous les déchets, ou colis associés qui sont entreposés dans ces zones, qu'ils soient :
- en phase de pré-conditionnement pendant laquelle ils ne sont pas conditionnés et peuvent être temporairement regroupés dans des zones de collecte et de transit ;
- en phase de conditionnement ;
- en phase de post-conditionnement à l'issue de laquelle les colis sont acceptables dans les filières aval.
Des durées d'entreposage doivent donc être définies et justifiées pour chaque zone d'entreposage et pour tous les déchets susceptibles d'y être entreposés, quelle que soit sa phase de conditionnement et même en l'absence de filière identifiée. Elles doivent être adaptées à la nature des déchets et aux caractéristiques des zones d'entreposage. Les modalités de surveillance permettant de vérifier leur intégrité doivent également être définies. Demande A.3 : Je vous demande de justifier, dans l'étude sur la gestion des déchets du CNPE, les durées maximales d'entreposage par typologie de déchet pour chaque zone d'entreposage et de définir des modalités de surveillance de leur intégrité associées. Demande A.4 : Je vous demande de caractériser le contenu de la bombe inox et de définir un plan de gestion de ce déchet.
## Plan De Zonage Déchets :
Article 3.1.2 de la décision 2 : Le plan de zonage déchets et ses modalités de gestion portent sur l'ensemble du périmètre de l'installation nucléaire de base, y compris les aires extérieures, les caniveaux, les zones souterraines et voiries comprises dans son périmètre.
Les inspecteurs ont constaté que la carte de zonage déchets en référence 6 n'intègre pas les zones souterraines. Demande A.5 : Je vous demande de mettre à jour le plan de zonage déchet du site, et sa carte de zonage associée, afin qu'il soit conforme à l'article 3.1.2 de la décision [2], notamment au regard de l'intégration des zones souterraines.
## Prévention Des Transferts De Contamination Dans Le Ban :
Article 25 de l'arrêté 3 : II. - […] Lorsque des sources radioactives non scellées sous forme gazeuse ou lorsque des sources d'autres natures peuvent conduire à des mises en suspension d'aérosols ou des relâchements gazeux significatifs, des ventilations et des filtrations adaptées sont mises en place au plus près des sources concernées.
Votre référentiel 7 indique les moyens de confinement et leur contrôle de bon fonctionnement. Il précise par ailleurs que la vitesse de l'air doit être suffisante et au moins égale à 0,5 m/s.
Conformément à ce référentiel, et en application de l'article 25 de l'arrêté 3, vous avez identifié les chantiers à risque de dispersion de contamination, tels que les activités de découpe de déchets contaminés. Vous avez notamment mis en place un sas et du matériel déprimogène dans les locaux N 243 et N 256. Alors qu'une opération de découpe de déchets contaminés était en cours dans le sas du local N 243 (TES), les inspecteurs ont constaté que différents éléments remettaient en cause le confinement dynamique du sas, comme :
- le manomètre permettant de juger visuellement de la mise en dépression du sas du local N 243 affichait une valeur de 0 mmH20 ;
- le flux d'air semblait provenir du sas de confinement (classé N1) vers le local N 243 (classé NP).
Vos services ont indiqué que la mesure de la différence de pression entre ces deux espaces affichée sur le manomètre est vérifiée quotidiennement et qu'aucune anomalie n'avait été détectée ce jour.
Par ailleurs, le sas du local N 256 (UME), dédié au tri de déchets dont le débit de dose est supérieur à 2 mSv/h, présentait un défaut d'étanchéité puisqu'un des panneaux constituant la façade du sas n'était plus en place. Le déprimogène n'était pas en fonctionnement et les inspecteurs ont observé que l'intérieur du sas n'était pas propre
(poussières), et présentait donc un risque de transfert de contamination.
Demande A.6 : Je vous demande de vous assurer, du bon confinement dynamique des sas des locaux N 246 et N 256 et de démontrer l'atteinte du critère de vitesse de l'air de 0,5 m/s. Demande A.7 : Je vous demande de réparer le sas du local N 256 dans les meilleurs délais. Je vous demande par ailleurs de me transmettre les documents qui définissent les modalités de nettoyage de ces zones à risque de contamination. Les inspecteurs ont constaté que les sacs en plastique des poubelles en plomb entreposées dans le local N 242 (TES) et dans lesquelles les déchets sont triés par nature (aluminium, laiton, gravats, pulvérulent, etc.), se déchaussent. En conséquence, les déchets pulvérulents peuvent être remis en suspension dans le local. Demande A.8 : Je vous demande de supprimer le risque de remise en suspension des déchets pulvérulents après leur tri dans le local N 242.
## Eip Et Aip :
Article 1.3 de l'arrêté 1 :
- activité importante pour la protection (AIP) : 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) /…/ 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
- élément important pour la protection (EIP) : élément important 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), /…/assurant une fonction nécessaire à la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement /…/.
Article 2.5.1 de l'arrêté 1 : L'exploitant identifie les éléments importants pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour. Les résines échangeuses d'ions (REI) de faibles et moyennes activités sont conditionnées dans des coques en béton par une unité mobile d'enrobage (MERCURE). Lors de l'inspection, vos services ont convenu que :
- l'une des fonctions des colis MERCURE est d'assurer le confinement des substances radioactives pendant toute la durée de leur stockage ;
- les colis MERCURE sont destinés à être stockés pendant plusieurs décennies ;
- l'agrément pour ces colis définit des exigences qui permettent notamment d'assurer l'intégrité de ces colis, et donc le confinement des substances radioactives, pendant toute la durée de leur stockage ;
- le confinement des substances radioactives permet de protéger la santé des personnes ainsi que la nature et l'environnement, et donc contribue à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement.
En conséquence, les colis MERCURE sont des éléments importants pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement. Par ailleurs, l'activité de conditionnement de ces résines usagées doit permettre de garantir la bonne réalisation de ces colis et donc la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement. Il s'agit donc d'une AIP.
Demande A.9 : Je vous demande d'intégrer les colis MERCURE dans la liste des EIP du CNPE, et l'activité de conditionnement de ces résines dans la liste des AIP du CNPE. Vous en préciserez les exigences définies. Demande A.10 : Je vous demande d'élargir cette réflexion et de compléter, le cas échéant, votre liste des EIP et des AIP liées à la gestion des déchets pour le CNPE de Fessenheim. Pour chaque EIP et AIP,
vous en préciserez également les exigences définies.
## B. Compléments D'Information Prévention Des Transferts De Contamination Dans Le Ban :
Article 25 de l'arrêté 3 : II. - […] Lorsque des sources radioactives non scellées sous forme gazeuse ou lorsque des sources d'autres natures peuvent conduire à des mises en suspension d'aérosols ou des relâchements gazeux significatifs, des ventilations et des filtrations adaptées sont mises en place au plus près des sources concernées.
La presse à compacter TES 001 PQ du local N 242 (TES) est utilisée pour le compactage des déchets radioactifs dont le débit de dose est inférieur à 2 mSv/h. Un confinement dynamique (ventilation) est mis en œuvre afin de garantir l'absence de transfert de contamination de la presse à compacter vers le local.
Les inspecteurs ont constaté qu'un manomètre permet de vérifier la différence de pression aux bornes du filtre THE de la presse à compacter. Lorsque la différence de pression ne respecte pas le critère retenu dans la gamme opératoire, vous procédez alors au changement du filtre. En revanche, cette mesure seule ne permet pas de vérifier l'efficacité du confinement dynamique de la presse, dans la mesure où le débit de ventilation de la presse pourrait avoir diminué.
Demande B.1 : Je vous demande de justifier la méthode mise en œuvre relative à l'efficacité du confinement dynamique de la presse, visant à garantir l'absence de transfert de contamination de la presse à compacter vers le local N 242.
## Zonage Déchet :
Article 3.4.1 de la décision 2 : La délimitation entre les zones à production possible de déchets nucléaires et les zones à déchets conventionnels repose en priorité sur des barrières physiques pour prévenir les transferts de contamination et l'activation des matériaux. En cas de discontinuité de ces barrières physiques, des mesures compensatoires permettant de prévenir les transferts de contamination et de limiter l'activation sont mises en place.
Vos services ont indiqué que les délimitations entre les zones à production possible de déchets nucléaires
(ZppDN) et les zones à déchets conventionnels (ZDC) sont constituées de barrières physiques, à l'exception de quelques discontinuités ponctuelles dans le bâtiment des auxiliaires de conditionnement (BAC) et dans le BCR. Demande B.2 : Je vous demande de justifier la suffisance des mesures compensatoires que vous mettez en œuvre afin de prévenir les transferts de contamination de la ZppDN à la ZDC pour les locaux qui ne disposent pas de barrière physique entre ces deux zones.
## Bordereaux De Déchets :
Article L 541-1-1du code de l'environnement : Déchet : toute substance ou tout objet, ou plus généralement tout bien meuble, dont le détenteur se défait ou dont il a l'intention ou l'obligation de se défaire. Article L 541-2 du code de l'environnement : Tout producteur ou détenteur de déchets est responsable de la gestion de ces déchets jusqu'à leur élimination ou valorisation finale, même lorsque le déchet est transféré à des fins de traitement à un tiers. Article R. 541-45 du code de l'environnement : Toute personne qui produit des déchets mentionnés au premier alinéa de l'article R.
541-42 /…/ émet, à cette occasion, un bordereau qui accompagne les déchets. Lors de la réception et de la réexpédition des déchets, le transporteur et la personne qui reçoit les déchets complètent le bordereau. /../ Si la personne qui reçoit des déchets /…/ en accepte la prise en charge, elle en avise l'expéditeur initial dans le cas prévu au deuxième alinéa ci-dessus et l'émetteur en leur adressant copie du bordereau indiquant le traitement subi par les déchets, dans un délai d'un mois à compter de la réception de ceux-ci.
Vos services ont indiqué avoir envoyé des conteneurs vides vers les bases chaudes externes suivantes : STMITRIADE, ONET-SOGEVAL et DAHER.
Les inspecteurs ont consulté les bordereaux des conteneurs envoyés le 21 mars 2017 (MGBU 207288 et 3901623). Ils ont constaté que l'installation qui les a réceptionnés, STMI TRIADE, n'a pas complété sa partie de bordereaux.
Demande B.3 : Je vous demande de me transmettre les bordereaux de suivi des conteneurs précités, dûment complétés par STMI TRIADE, dès leur réception par vos services. Je vous rappelle par ailleurs que, en application de l'article L. 541-2 du code de l'environnement, vous être responsable de la gestion de ces déchets jusqu'à leur élimination ou valorisation finale.
## C. Observations : Désentreposage De L'Aire Tfa :
Les inspecteurs ont observé que des déchets contenant du plomb, actuellement entreposés sur l'aire TFA, ont été produits il y a plus de dix ans. Vos services ont indiqué aux inspecteurs qu'un plan d'actions prévoit leur évacuation du CNPE avant la fin de l'année 2017.
## Stabilité De Conteneurs (Aire Aoc) :
Sur l'aire AOC, les inspecteurs ont observé que les deux conteneurs superposés à l'emplacement 68 présentaient une inclinaison par rapport à l'axe vertical, qui pourrait éventuellement remettre en cause la stabilité de l'empilement. Vos services ont indiqués que, compte tenu du faible taux d'entreposage de cette zone, il était possible de reposer le conteneur superposé au niveau du sol afin de garantir sa stabilité.
## Surveillance Des Prestataires :
Les inspecteurs ont observé que les modalités mises en œuvre pour la surveillance des prestataires dans le cadre de la gestion des déchets radioactifs sont satisfaisantes avec, notamment, une bonne déclinaison du plan de surveillance, la mise en œuvre de réunions mensuelles avec le prestataire, la définition et le suivi des actions correctives. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui ne dépassera pas deux mois. Je vous demande de bien vouloir identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, l'échéance de sa 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-LYO-2017-0054 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 16 août 2017 N/Réf. : CODEP-LYO-2017-033414 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Bugey Electricité de France CNPE du Bugey BP 60120 01155 LAGNIEU Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire du Bugey, INB n° 89 Inspection n° INSSN-LYO-2017-0054 des 27 avril et 2 août 2017 Travaux et modifications lors de l'arrêt du réacteur 5 Références : Code de l'environnement, notamment l'article L596-1 et suivants 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 27 avril et 2 août 2017 dans l'INB n° 89 sur le thème « Travaux et modifications lors de l'arrêt du réacteur 5 ». 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
Les inspections des 27 avril et 2 août 2017 de la centrale nucléaire du Bugey avaient pour objet de contrôler la qualité des interventions de maintenance réalisées lors de l'arrêt du réacteur 5 et également de certaines interventions qui ont été réalisées après le redémarrage de ce réacteur. Les inspecteurs se sont rendus en particulier sur le chantier de réparation de l'enceinte du bâtiment du réacteur 5 de la centrale nucléaire du Bugey. Les inspecteurs ont, d'une part, examiné les conditions de réalisation de la répartition de l'enceinte du bâtiment du réacteur 5 ainsi que la surveillance exercée par EDF sur ce chantier. Et d'autre part, les inspecteurs ont examiné, l'organisation mise en œuvre par le CNPE du Bugey pour assurer la surveillance du niveau du lait de chaux1 au cours du cycle de fonctionnement depuis le redémarrage du réacteur.
1Par décision n°CODEP-LYO-2017-008165 du 29 mars 2017, l'ASN a autorisé EDF à mettre en œuvre une solution de réparation sur le revêtement d'étanchéité métallique de l'enceinte de confinement du réacteur 5 de la centrale nucléaire du Bugey. La solution de réparation est composée principalement d'un revêtement composite en partie supérieure du joint qui est situé au fond du bâtiment du réacteur et d'un lait de chaux remplissant la majeure partie de ce joint.
Il ressort de cette inspection qu'EDF a exercé une surveillance conforme aux dispositions de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base sur le chantier de réparation de l'enceinte du bâtiment du réacteur 5. L'organisation mise en œuvre pour surveiller le niveau du lait de chaux au cours du cycle de fonctionnement du réacteur 5 apparait, quant à elle, comme adaptée. Le site doit veiller à exploiter finement l'ensemble des informations collectées vis-à-vis de l'évolution du niveau du lait de chaux au cours du cycle de fonctionnement du réacteur 5 et faire part à l'ASN, à échéances régulières, des enseignements tirés de cette surveillance.
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## Éléments De Contexte
Le réacteur 5 était à l'arrêt depuis le 27 août 2015 pour maintenance et renouvellement du combustible. Durant cet arrêt, EDF a réalisé une épreuve de mise en pression de l'enceinte de confinement du réacteur. Cette épreuve avait été prescrite par décision de l'ASN du 23 décembre 20142 à la suite de la détection d'un taux de fuite élevé de l'enceinte de confinement qui avait été observé lors de l'épreuve réalisée en 2011 à l'occasion de la troisième visite décennale du réacteur. L'épreuve de l'enceinte de confinement du réacteur 5 réalisée pendant l'arrêt du réacteur a mis en évidence une dégradation de l'étanchéité du revêtement métallique de l'enceinte par rapport à l'épreuve précédente. Elle a permis de localiser des fuites au niveau de la partie basse du bâtiment du réacteur.
Par décision du 1er décembre 2015, l'ASN a décidé de soumettre à son accord préalable les opérations de réparation du revêtement d'étanchéité métallique de l'enceinte du réacteur. À la suite de cette décision, EDF a transmis à l'ASN le 7 avril 2016 un dossier de réparation comprenant des éléments d'analyse sur l'écart rencontré sur l'enceinte de confinement du réacteur 5.
Par décision du 29 mars 20173, l'ASN a autorisé EDF à mettre en œuvre cette solution de réparation sur le revêtement d'étanchéité métallique de l'enceinte de confinement du réacteur 5 de la centrale nucléaire du Bugey. La solution de réparation est composée principalement d'un revêtement composite en partie supérieure du joint qui est situé au fond du bâtiment du réacteur et d'un lait de chaux remplissant la majeure partie de ce joint. Les travaux de mise en œuvre de la solution de réparation ont été menés par EDF entre le 29 mars et le 15 mai 2017. Le 27 avril 2017, l'ASN a mené une inspection sur les conditions de mises en œuvre de la solution de réparation et sur la surveillance exercée par EDF sur ce chantier. EDF a ensuite réalisé une épreuve de requalification de la réparation, consistant à mettre l'enceinte de confinement sous pression afin de démontrer que l'efficacité du confinement a été restaurée. Cette épreuve a eu lieu entre le 15 et le 18 mai. Elle a permis de retrouver un taux de fuite conforme aux règles générales d'exploitation.
EDF a transmis à l'ASN un programme de surveillance de l'efficacité de la réparation ainsi qu'un plan d'action et d'investigation pour la recherche de chemins de fuite en air résiduels de l'enceinte de confinement.
Par décision du 18 juillet 20174, l'ASN a donné accord à EDF pour le redémarrage (« divergence ») du réacteur 5 de la centrale nucléaire du Bugey. Depuis le 24 juillet 2017, le réacteur 5 de la centrale nucléaire du Bugey est en fonctionnement et fournit de l'électricité sur le réseau électrique. Le 2 août 2017, l'ASN a mené une inspection portant notamment sur l'organisation mise en œuvre par EDF pour assurer la surveillance de l'efficacité de la réparation de l'enceinte du revêtement d'étanchéité métallique de l'enceinte de confinement du réacteur 5. Dans ce cadre, la surveillance porte principalement sur le niveau du lait de chaux et son pH.
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## A. Demandes D'Actions Correctives Surveillance Du Niveau Du Lait De Chaux Au Cours Du Cycle De Fonctionnement Du Réacteur 5
Les inspecteurs ont examiné les dispositions mises en œuvre par EDF pour surveiller pendant le cycle de fonctionnement du réacteur 5 le niveau du lait de chaux qui remplit la majeure partie du joint périphérique situé au fond du bâtiment du réacteur. Ces dispositions de surveillance reposent à la fois sur des mesures manuelles qui seront effectuées en cours du cycle (et qui nécessiteront des entrées dans le bâtiment du réacteur) et également sur le suivi quotidien du niveau du lait de chaux à l'aide de capteurs qui ont été installés lors de la mise en œuvre de la solution de réparation du revêtement d'étanchéité métallique de l'enceinte de confinement du réacteur. Les inspecteurs ont relevé dans ce cadre qu'EDF analysait à fréquence régulière les données acquises quotidiennement par les capteurs de mesure du niveau du lait de chaux. Des calculs sont réalisés sur la base des données acquises pour projeter le niveau du lait de chaux au bout de 21 jours. Cette surveillance permet de s'assurer, indépendamment des mesures manuelles qui seront réalisées au cours de cycle, que le critère du niveau du lait de chaux introduit dans les spécifications techniques d'exploitation sera toujours respecté. Cette surveillance doit permettre le cas échéant de mettre en œuvre les actions préventives au maintien du respect de ce critère. Dans ce cadre, les inspecteurs ont relevé qu'EDF avait établi un logigramme décisionnel lié à la surveillance du niveau du lait de chaux. Ce logigramme pourrait conduire, le cas échéant, au déclenchement d'une procédure d'appoint de lait de chaux entre deux entrées programmées dans le bâtiment réacteur. Dans ce cas, un agent d'astreinte dans la fonction dite « PCM4 » serait contacté. Les agents susceptibles d'être d'astreinte dans la fonction « PCM4 » sont des ingénieurs chargés des projets d'intervention lorsque les réacteurs sont en fonctionnement. Or, les inspecteurs ont relevé que les agents d'astreinte « PCM4 », s'ils disposaient effectivement d'un logigramme décisionnel spécifique à la mise en œuvre d'un appoint de lait de chaux, n'avaient pas été particulièrement sensibilisés au contexte et aux raisons pour lesquelles ils seraient susceptibles d'être contactés.
Demande A1 : Je vous demande de vous assurer que les agents susceptibles d'être d'astreinte dans la fonction « PCM4 » sont sensibilisés aux éléments de contexte relatif à la surveillance du niveau de lait de chaux et aux critères de décision associés.
Les dispositions de surveillance du niveau de lait de chaux à l'aide de mesures manuelles ou par des capteurs sont complétées par une ronde de surveillance du parement externe du bâtiment réacteur qui sera réalisée à échéance régulière tout au long du cycle de fonctionnement. Cette ronde de surveillance fait l'objet d'une gamme de contrôle spécifique établie par la centrale nucléaire du Bugey référencée D5110-GMGC-01706 indice 0. Il a été indiqué aux inspecteurs qu'à l'occasion de ces rondes des prélèvements ou des mesures de pH pourraient être réalisés si des écoulements étaient identifiés afin d'en définir l'origine. Les représentants de la centrale nucléaire du Bugey ont précisé aux inspecteurs qu'une première ronde a été réalisée le 19 juillet 2017 et qu'à cette occasion des suintements localisés d'un liquide au pH basique avaient été identifiés mais que leur origine n'était pas attribuable à la présence de lait de chaux dans le joint périphérique de bâtiment du réacteur 5. Cette hypothèse reste toutefois à consolider à l'occasion des prochaines rondes de surveillance. Demande A2 : Je vous demande de vous assurer que lors des rondes de surveillance du parement externe du bâtiment réacteur 5 vous disposiez des moyens nécessaires pour analyser de manière réactive l'ensemble des phénomènes que vous pourriez observer. Demande A3 : Je vous demande de vous assurer que les constats qui pourront être réalisés lors des rondes de surveillance fassent tous l'objet d'une analyse et d'une justification étayée quant à leur origine. Dans la note d'analyse du cadre réglementaire référencée D305515109400 indice E transmise par EDF
à l'ASN complétée par le courrier EDF du 13 juin 2017 référencé D5110/LET/MSQ/17.00529, il est indiqué que 4 entrées dans le bâtiment du réacteur 5 seront réalisées afin de procéder à des mesures manuelles du niveau du lait de chaux et, le cas échéant, à un appoint en lait de chaux. Ces entrées sont prévues aux échéances suivantes : 1 mois après le couplage du réacteur, 2 mois après le couplage, 6 mois après le couplage et 10 mois après le couplage. Le couplage du réacteur 5 a eu lieu de 23 juillet 2017. Demande A4 : Je vous demande de transmettre après chaque entrée dans le bâtiment du réacteur 5 une synthèse des mesures du niveau de lait de chaux et de son pH qui ont été réalisées ainsi que des observations faites lors des rondes de surveillance. Dans cette synthèse vous préciserez également votre position sur le comportement du lait de chaux et vous veillerez également à détailler et dûment justifier l'ensemble des phénomènes qui pourront être observés tant du point du vue des composantes physiques du lait de chaux (niveau, pH) que des observations qui pourront être faites à l'extérieur du bâtiment réacteur.
# B. Demandes D'Informations Complementaires
Sans objet
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## C. Observations
Sans objet. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois, sauf mention contraire. 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. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la cheffe de la division de Lyon Signé par Olivier VEYRET
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INSSN-LYO-2017-0767 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 23 juin 2017
N/Réf. : CODEP-LYO-2017-024926 Monsieur le Directeur du centre nucléaire
de production d'électricité du Tricastin CNPE du Tricastin CS 40009 26131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire du Tricastin (INB n°87 et 88) Inspection INSSN-LYO-2017-0767 du 18 avril 2017 Thème : R.9 Autre thème, inspection suite à événement Référence à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2017-0767 Référence : Code de l'environnement, notamment l'article L596-1 et suivants
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, à l'article L596-1 et suivants, une inspection réactive a eu lieu le 18 avril 2017 sur la centrale nucléaire du Tricastin, à la suite de la déclaration par EDF, le 11 avril 2017, d'un événement significatif pour la sûreté. 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 menée le 18 avril 2017 sur la centrale nucléaire du Tricastin a porté sur les causes apparentes et les modalités de gestion par l'exploitant d'un événement significatif pour la sûreté intervenu le 7 avril 2017 et déclaré par EDF le 11 avril 2017. Cet événement est relatif à un dépassement prolongé de la limite fixée par les spécifications techniques d'exploitation (STE)1 pour la puissance maximale du réacteur 4 de la centrale nucléaire du Tricastin. Les inspecteurs se sont faits présenter la chronologie de l'événement et ont eu l'opportunité de rencontrer individuellement les personnes parties-prenantes de l'événement. Les inspecteurs ont notamment abordé les modalités d'application de la démarche retenue par l'exploitant pour la recherche des causes profondes (organisationnelles et humaines) de cet événement. L'évènement du 7 avril 2017 révèle de multiples défaillances dans le fonctionnement des organisations en charge du traitement d'une alarme importante pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement. Si leurs causes peuvent être, a priori, une défaillance du dispositif de régulation automatique de la puissance appelée par la turbine du réacteur et un non-respect des règles générales d'exploitation, le maintien en fonctionnement du réacteur malgré la persistance de l'alarme « puissance thermique élevée » pendant plus de six heures questionne la capacité des organisations à :
- identifier les gestes techniques nécessaires pour ramener le réacteur dans son domaine de fonctionnement normal en cas de défaillance d'un automatisme ;
- comprendre, voire connaître, les fondements techniques à l'origine des exigences portées dans les procédures de conduite et les règles générales d'exploitation ;
- favoriser l'ergonomie des documents opératoires ;
- assurer une communication opérationnelle appropriée entre les acteurs.
Ces questionnements devront être pris en compte par EDF dans l'analyse approfondie de l'événement du 7 avril 2017.
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## Eléments De Compréhension
Sur les réacteurs nucléaires exploités par EDF, la puissance (dite thermique) délivrée par le cœur du réacteur est asservie à la puissance appelée par la turbine, qui dépend elle-même de la puissance appelée par le réseau électrique. Dans cette configuration, en fonction des variations de puissance demandées par le réseau électrique, le débit de vapeur dans la turbine est ajusté par des vannes d'admission associées à un système de régulation qui pilote les mouvements des grappes de commande dites de compensation de puissance dans le cœur du réacteur.
Depuis le 5 avril 2017, des dysfonctionnements sont observés sur le système de régulation de la turbine du réacteur 4 de la centrale nucléaire du Tricastin. Ces dysfonctionnements empêchent la turbine de suivre la puissance appelée par le réseau électrique. Le 7 avril 2017 vers 10H00, EDF instrumente les armoires électriques contenant les composants électroniques de la régulation de la turbine avec un système de mesure afin de détecter l'origine du dysfonctionnement. Lorsque les opérateurs de la salle de commande constatent une nouvelle dégradation du système de régulation de turbine, ils décident de désactiver l'asservissement automatique des groupes de compensation de puissance. Vers 10H34, le système de protection de la turbine s'active automatiquement et bloque la valeur d'ouverture des vannes réglantes à une valeur élevée d'ouverture (environ 70%2).
Dans cette situation dégradée, l'équilibre entre la puissance appelée par la turbine et la puissance produite par le réacteur ne peut être géré que par l'action manuelle de l'opérateur sur les groupes de compensation de puissance. Apparaissent alors en salle de commande les trois alarmes suivantes :
- la première alarme3 signale le dysfonctionnement de la régulation turbine. Cette alarme a conduit les équipes de conduite à appliquer une consigne de conduite en situation d'incident appelée « I.RGL ». Cette consigne requiert notamment l'interruption de toute variation de puissance et le pilotage des mouvements de grappes de puissance par l'opérateur ;
- la deuxième alarme4 signale la mise en service du bloqueur des vannes d'admission vapeur. Elle informe l'opérateur du dépassement du seuil calé à 100,4% de la puissance nominale (Pn). La fiche d'alarme associée requiert la fermeture des vannes d'admission vapeur à la turbine. Le seuil d'alarme à 100,4 % Pn correspond à la valeur de 102 % Pn spécifiée dans les STE et leur document justificatif ;
- la troisième alarme repérée KIT 005 AA signale une sortie du domaine d'exploitation autorisé.
La prise en compte de la troisième alarme liée à la puissance du réacteur n'est pas correctement appréhendée par le chef d'exploitation: celui-ci a indiqué ne pas avoir correctement porté le diagnostic d'un fonctionnement effectif du réacteur au-delà de la puissance maximale autorisée pour le cœur du réacteur. L'ingénieur de sûreté ne détecte pas cette erreur de diagnostic du chef d'exploitation. Vers 13H30, à la relève de l'équipe de conduite, l'alarme rouge KIT 005 AA est encore présente. Après plusieurs échanges avec la filière indépendante de sûreté, l'équipe de conduite informe, vers 14H45, l'astreinte PCD15. Ils concluent que le réacteur fonctionne au-delà de la puissance autorisée par les STE. Vers 15H45, une intervention de maintenance corrective est réalisée et permet de débloquer les vannes d'admission de la turbine. La puissance thermique du réacteur est abaissée et les régulations de puissance sont rétablies vers 16H15.
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## A. Demandes D'Actions Correctives
L'événement du 7 avril 2017 révèle un dysfonctionnement des dispositifs de régulation de la puissance appelée par la turbine, une difficulté de pilotage des groupes de régulation de puissance par les opérateurs de conduite et l'impossibilité de mettre en œuvre les actions de conduite spécifiée par les procédures de conduite en situation d'incident. Même si le système de protection du réacteur est resté disponible, plusieurs lignes de défense « matérielles » (régulation turbine, soupapes..) se sont révélées inopérantes alors qu'elles visent à ramener le réacteur dans le domaine d'exploitation autorisé. Les actions de pilotage réalisées dans les faits n'apparaissent donc pas pleinement cohérentes avec le principe de défense en profondeur et la politique de protection des intérêts mentionnée à l'article 2.3.1 de l'arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base qui vous imposent d'accorder la priorité à la sûreté nucléaire, notamment en matière de prévention des accidents. L'ASN note que les décisions prises le 7 avril 2017 ne traduisent pas cette politique de protection des intérêts dans la mesure où le réacteur a été maintenu durablement en production dans un état dégradé alors qu'une intervention de maintenance a finalement permis de corriger les dysfonctionnements matériels à l'origine de l'événement six heures après le déclenchement de l'alarme. Demande A1 : Je vous demande d'identifier, dans le cadre de l'élaboration du rapport d'événement significatif relevant des dispositions de l'article 2.6.5 de l'arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base, les éléments considérés par l'équipe de conduite du réacteur pour prendre les décisions à la suite de l'apparition de l'alarme KIT 005 AA, notamment en termes de compromis entre la sûreté et la disponibilité du réacteur. D'une manière générale, sur les centrales nucléaires exploitées par EDF la sûreté nucléaire en exploitation repose sur deux filières :
- Une filière opérationnelle, qui englobe tous les métiers d'exploitation, et dont le rôle principal réside dans le fait de conduire et maintenir l'installation dans son domaine autorisé. Au sein de la filière opérationnelle, le chef d'exploitation est responsable en temps réel de la sûreté ;
- Une filière indépendante de sûreté dont le rôle est d'assurer la mission de vérification des activités en toute indépendance de la filière opérationnelle. Au sein de la filière indépendante de sûreté, l'ingénieur de sûreté d'astreinte assure une évaluation quotidienne et indépendante de l'état de la sûreté des installations.
Dans le cas de l'événement du 7 avril 2017, le chef d'exploitation et l'ingénieur de sûreté ont tous deux réalisé de manière indépendante un diagnostic de l'état de l'installation : dans les deux cas la conclusion de leur analyse était identique, mais erronée quant à la conformité de l'installation par rapport aux spécifications techniques d'exploitation. Sur un plan national, la question de la place de la filière indépendante de sûreté sur les centrales nucléaires exploitées par EDF a fait l'objet d'un échange de courriers entre l'ASN et EDF qui a abouti à la rédaction de la note technique relative au « Bilan du fonctionnement de la filière indépendante de sûreté, en réponse au courrier ASN CODEP-DCN-2014-009135 » référencée 0455014028008 Indice 1. Demande A2 : en liaison avec le groupe performance de la sûreté nucléaire (GPSN), je vous demande d'analyser les raisons qui ont pu conduire le chef d'exploitation et l'ingénieur de sûreté à mener des analyses séparées qui ont abouti au même diagnostic et qui s'avérait être erroné. Sur la base de cette analyse, je vous demande de déployer les actions que vous aurez identifiées. L'alarme repérée KIT 005 AA est une alarme rouge. La consigne particulière de conduite relative au traitement des alarmes en salle de commande (S.KSC.1) indique que ce type d'alarme « nécessite une action correctrice immédiate de l'opérateur ». Le délai de réaction est fixé à 5 minutes par cette note. Les inspecteurs ont relevé que le chef d'exploitation avait pris en compte cette alarme dès son apparition et s'était fixé comme priorité de baisser la puissance du réacteur nucléaire. Dans une configuration de blocage des soupapes d'admission, le chef d'exploitation a indiqué ne pas disposer des moyens de pilotage habituels pour réaliser cette baisse de puissance. Pour traiter cet aléa technique, il a organisé l'équipe de conduite du réacteur 4 en mode « Etude et résolution de problème » et disposait de l'aide de techniciens du service AEI. Cependant au final, deux tentatives de déblocage et environ six heures auront été nécessaires pour permettre de retrouver un fonctionnement standard du réacteur. Outre la question du diagnostic d'un fonctionnement du réacteur au-delà de la puissance autorisée par les spécifications techniques d'exploitation, les opérateurs présents ainsi que le chef d'exploitation auraient dû être alertés par la présence d'une alarme rouge en salle de commande pendant tout le temps qu'a duré l'aléa. Demande A3 : à la lumière de l'événement vécu le 7 avril 2017, je vous demande de réinterroger les méthodes de management d'une équipe de conduite lorsqu'une difficulté technique émerge et qu'elle persiste. Il est ressorti de l'inspection du 18 avril 2017 que les documents opérationnels consultés comportent les lacunes suivantes :
- La fiche d'alarme associée à l'alarme repérée KIT 005 AA n'expose pas de manière claire que lorsque cette alarme apparaît, la limite de fonctionnement fixée par les spécifications techniques d'exploitation à 102% de la puissance autorisée par les spécifications techniques d'exploitation est déjà dépassée ;
- Les spécifications techniques d'exploitation fixent le seuil de puissance maximale à 102% de la puissance autorisée par les spécifications techniques d'exploitation, sans évoquer la question des incertitudes, alors que les documents opératoires liés aux alarmes sont associés à la valeur de 100,4% de la puissance autorisée par les spécifications techniques d'exploitation, sans évoquer non plus la prise en compte d'incertitudes.
Le chef d'exploitation a indiqué avoir comparé la valeur délivrée par le système d'exploitation de la centrale nucléaire qui délivre des valeurs sans incertitudes avec la valeur d'apparition de l'alarme repérée KIT 005 AA (valeur calée à 100,4% de la puissance autorisée par les spécifications techniques d'exploitation sans prise en compte des incertitudes) ainsi qu'à la valeur de 102% de la puissance autorisée par les spécifications techniques d'exploitation qui s'entend incertitudes comprises. L'ASN constate par conséquent que les documents opératoires mis à leur disposition, et notamment la fiche d'alarme associée à l'alarme repérée KIT 005 AA, ne sont pas ergonomiques. Demande A4 : je vous demande de modifier la fiche d'alarme associée à l'alarme KIT 005 AA pour rendre explicite le fait que l'apparition de cette alarme signifie que le réacteur fonctionne au-delà de la puissance autorisée par les spécifications techniques d'exploitation. Plus généralement, le fonctionnement d'un réacteur nucléaire à eau sous pression du parc d'EDF doit se faire en respectant les spécifications techniques d'exploitation. Ces spécifications définissent plusieurs limites de fonctionnements portant sur la pression, la température, la puissance, etc. Dans certains cas, EDF a choisi de faire piloter les réacteurs par les équipes de conduite en prenant des marges par rapport aux limites fixées par les spécifications techniques d'exploitation, dans d'autres cas, EDF a fait le choix de piloter sur les limites, sans marge. L'ASN relève que par le passé EDF a déclaré d'autres événements significatifs pour la sûreté qui portaient sur une méconnaissance des marges et des incertitudes par les équipes de conduite. Demande A5 : je vous demande de mener d'ici un an une revue exhaustive des fiches d'alarmes. Vous veillerez notamment à ce qu'y figurent systématiquement la présence (ou non) de marges par rapport aux limites fixées par les spécifications techniques d'exploitation, ainsi que la prise en compte (ou non) des incertitudes de mesure. En marge de l'inspection proprement dite, les inspecteurs ont relevé que votre consigne particulière de conduite S.KSC.1 relative au traitement des alarmes en salle de commande (référencée D5120/CDT/CO/031011 indice C, non datée) n'était pas à jour. En effet, elle ne référence pas (et donc ne décline pas formellement) la note technique nationale de l'unité d'ingénierie d'exploitation d'EDF relative à la doctrine d'exploitation des alarmes en salle de commande pour les centrales nucléaires des paliers 900 MWe et 1300 MWe (référence D4550.31-10/2591 indice 2 du 9 février 2016). Par ailleurs, l'indice c de cette consigne S.KSC.1 n'étant pas daté, il n'est pas possible de vérifier si la périodicité de révision de la note fixée à 5 ans a été respectée. Demande A6 : je vous demande de réviser et mettre à jour la consigne S.KSC.1. Les interviews des différents acteurs ont mis en évidence qu'ils avaient tous en tête l'existence d'un courrier émis par GPSN pour définir une doctrine à propos de l'alarme de surpuissance repérée KIT 005 AA. Or les documents et outils utilisés par le chef d'exploitation et l'ingénieur de sûreté ne leur ont pas permis de retrouver rapidement ce courrier (référencé D4550140227305 du 28 juillet 2014). Plus globalement, les inspecteurs ont relevé que les fiches d'interprétation des spécifications techniques d'exploitation ne sont pas référencées dans les spécifications techniques d'exploitation utilisées dans la salle de commande des réacteurs de la centrale nucléaires du Tricastin. Ces fiches d'interprétation sont rédigées par le service sûreté qualité pour expliciter certaines exigences fixées par les spécifications techniques d'exploitation, notamment à la lumière de questions récurrentes que peuvent se poser les opérateurs ou sur la base du retour d'expérience. Sur la centrale nucléaire du Tricastin, ces fiches d'interprétation sont rangées dans un classeur séparé, à la différence de ce qui est fait sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice, où les spécifications techniques d'exploitation (STE) utilisées en salle de commande signalent l'existence de « fiches de précision STE » directement dans le tableau des conduites à tenir ou dans les prescriptions permanentes. Demande A7 : je vous demande de veiller à ce que la doctrine diffusée et produite par GPSN sur la question des STE soit mieux diffusée pour les chefs d'exploitation et pour les ingénieurs de sûreté de votre établissement. Demande A8 : plus globalement, je vous demande de revoir l'architecture documentaire qui est en place dans les salles de commande pour vous assurer que l'existence des documents qui capitalisent le retour d'expérience lié à la mise en œuvre des STE soit connue des opérateurs des chefs d'exploitation et des ingénieurs de sûreté de votre établissement. Outre la question de l'ergonomie documentaire exposée ci-dessus, les acteurs exerçant les fonctions clés de chargé d'exploitation et d'ingénieur de sûreté n'étaient pas correctement formés à la question des limites de fonctionnement associées à la puissance du réacteur. Demande A9 : je vous demande de faire procéder à un recyclage de tous les agents de votre établissement appelés à exercer les fonctions de chef d'exploitation ou d'ingénieur de sûreté sur la question des limites de fonctionnement fixées par les spécifications techniques d'exploitation. Vous me rendrez compte de votre action dans ce domaine et vous me transmettrez une copie du contenu de cette formation. Le chef d'exploitation a basculé le management de son équipe en mode « Etude et résolution de problème » pour gérer l'aléa technique. Lors de l'inspection, le chef d'exploitation a indiqué s'être fixé les priorités suivantes dans le pilotage du réacteur :
- Maintenir une marge d'antiréactivité suffisante dans la position des grappes de commande ; - Surveiller la puissance du réacteur pour ne pas placer le réacteur en situation de surpuissance
(représentation erronée de l'état du réacteur qui était déjà en situation de surpuissance) ;
- Baisser la puissance thermique du réacteur nucléaire.
Le chef d'exploitation a indiqué ne pas avoir trouvé de solution concrète pour réaliser sa troisième priorité, mais il n'a pas partagé ses difficultés avec d'autres personnes que celles présentes en salle de commande, que ce soit l'astreinte PCD1 ou des astreintes techniques (ingénieurs de conduite ou astreinte « Equipe locale de crise n°1 »). Demande A10 : je vous demande de réinterroger la capacité de votre organisation à favoriser le recours à de tierces personnes (astreintes techniques, PCD1) lorsque les chefs d'exploitation rencontrent des situations techniques complexes.
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## B. Compléments D'Information
Depuis le début des années 2000, la totalité des centrales nucléaires exploitées par EDF est équipée d'un simulateur pleine échelle. Les inspections menées par l'ASN dans le domaine de la compétence et de la formation des équipes met en évidence que ces simulateurs sont essentiellement utilisés pour entrainer les équipes de conduite à deux types de situation :
- Des incidents ou accidents qui nécessitent un pilotage selon des consignes dédiées de l'approche par état. Les formations sont orientées pour entrainer les équipes à des incidents redoutés mais rapidement maîtrisables s'ils sont bien conduits (e.g. le cas d'une rupture de tube de générateur de vapeur) ou bien des situations accidentelles complexes, dont la probabilité d'occurrence est a priori faible mais qui pourraient conduire à des rejets importants (e.g. scénarii d'accidents utilisés pour les exercices du plan particulier d'intervention) ;
- Des transitoires d'exploitation rares tels que des redémarrages ou des mises à l'arrêt, ou des passages à la plage de travail basse du circuit de refroidissement à l'arrêt.
L'expérience de l'ASN met cependant en évidence que les équipes de conduite des centrales nucléaires sont parfois confrontées à des situations techniques compliquées qui ne correspondent ni à une situation incidentelle ni à un transitoire d'exploitation. Ainsi, le 18 août 2012, les équipes de conduite du réacteur 3 de la centrale nucléaire du Tricastin ont déjà dû faire face à un pompage d'un système de régulation du circuit de contrôle volumétrique et chimique qui les a déstabilisées et les a conduit à faire une erreur de diagnostic de l'état de l'installation pour finalement déclencher l'injection de sécurité.
Il ressort de l'inspection réactive menée à l'époque par l'ASN6 que les équipes de conduite concernées étaient pourtant très expérimentées. Demande B1 : je vous demande de m'indiquer quels efforts de formation pourraient être développés sur simulateur afin d'entraîner les équipes de conduite à des situations de fonctionnement normal où des régulations de système compliquent la représentation de l'état de sûreté des réacteurs.
6 Lettre de suite de l'ASN référencée CODEP-LYO-2012-048179 du 7 septembre 2012, consultable sur le site internet de l'ASN : www.asn.fr A la lumière des éléments relevés en inspection, il semble que pour caler le point de fonctionnement à la puissance maximale disponible (PMD) d'un réacteur de votre établissement, les opérateurs ont pris l'habitude de régler le point de consigne de la régulation de la turbine au plus près de la limite maximale, quitte à faire apparaître l'alarme repérée KIT 005 AA avant de baisser légèrement la puissance pour la faire disparaître. Demande B2 : je vous demande de m'infirmer ou de me confirmer ce point en m'indiquant notamment si les procédures écrites de redémarrage et de réglage de la puissance primaire prévoient explicitement de régler le point de consigne de la régulation de la turbine en faisant apparaître l'alarme repérée KIT 005 AA avant de baisser légèrement la puissance pour la faire disparaître :
- si c'est le cas, je vous demande de vous prononcer sur le fait d'utiliser une alarme rouge dans une action de pilotage ;
- si ce n'est pas le cas, je vous demande de m'indiquer si cela correspond à des pratiques de conduite mises en œuvre de manière courante sur vos installations.
Dans les deux cas de figure, je vous demande d'analyser le caractère déclaratif au titre du guide « relatif aux modalités de déclaration et à la codification des critères relatifs aux événements significatifs impliquant la sûreté, la radioprotection ou l'environnement applicable aux installations nucléaires de base et au transport de matières radioactives » de l'ASN des modalités de réglage de la puissance primaire au plus près de la limite maximale autorisée par les spécifications techniques d'exploitation. Les spécifications techniques d'exploitation applicables au réacteur 4 de la centrale nucléaire du Tricastin prévoient que « En fonctionnement continu la puissance thermique du cœur doit rester inférieure à 102 % Pn ». Le document justificatif des spécifications techniques d'exploitation (référence : D453414015125 indice 0) indique que : « Pour respecter cette limite, les tranches disposent d'une alarme rouge qui apparaît quand la puissance thermique calculée par bilan enthalpique primaire franchit le seuil de 100,4 % Pn. Le fonctionnement à PMD correspond donc à un fonctionnement à une puissance thermique d'exploitation centrée sur une cible à 100 % Pn et inférieur à 100,4% Pn. L'alarme rouge de surpuissance calée à 100,4% Pn permet de surveiller une dérive éventuelle du niveau de puissance ; elle permet de garantir le non dépassement de 102% Pn, incertitudes comprises. » Dans ces conditions, l'apparition de l'alarme rouge repérée KIT 005 AA révèle stricto sensu une sortie du domaine autorisé par les spécifications techniques d'exploitation, et correspond au cas de figure évoqué au paragraphe C3 du courrier de l'ASN référencé DEP-DCN-0137-2009 du 8 avril 2009. Demande B3 : en liaison avec le service GPSN, je vous demande de me faire part de votre analyse sur la déclaration d'évènement significatif lors de l'apparition de l'alarme repérée KIT 005 AA, et d'en tirer les conséquences d'un point de vue déclaratif pour les apparitions de ces alarmes qui ont pu se produire par le passé sur les réacteurs de votre établissement.
## C. Observations
Sans objet.
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Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois, sauf mention contraire. 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. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
La cheffe de la division de Lyon de l'ASN,
signé par Marie Thomines
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INSSN-BDX-2017-0120 | DIVISION DE BORDEAUX
Bordeaux, le 12 mai 2017 Référence courrier :CODEP-BDX-2017-018256 Monsieur le directeur du CNPE de Civaux BP64 86320 CIVAUX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Civaux Inspection n° INSSN-BDX-2017-0120 du 13 avril 2017 Génie civil - Construction des bâtiments DUS
## 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° 2012-DC-0280 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 26 juin 2012 fixant à Électricité de France - Société Anonyme (EDF-SA) des prescriptions complémentaires applicables au site électronucléaire de Civaux (Vienne) au vu des conclusions des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) des INB n° 158 et 159 ;
[4] Guide EDF de référence D305515025027 à l'indice A relative à l'identification des activités importantes pour la protection sur les chantiers de construction des DUS ;
[5] Manuel qualité cadre des équipes communes E-E-DE-DQ-12/0025 B - Procédure P 52 -
traitement des écarts ;
[6] Directive interne EDF 55 relative au traitement des écarts ; [7] Procédure de réalisation du radier inférieur 15 / PPE / 03 / 031 à l'indice D du 27/05/2016 ;
[8] Procédure de réalisation du radier supérieur 15 / PPE / 05 / 552 à l'indice D du 14/11/2016.
## 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 13/04/2017 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Civaux sur le thème « Génie civil - Construction des bâtiments DUS ».
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 la réalisation du génie civil du bâtiment destiné à abriter le générateur diesel d'ultime secours (DUS) de chaque réacteur du CNPE. Cette construction vise à répondre à la prescription technique ECS-18 de la décision [3].
Les inspecteurs ont examiné dans un premier temps l'organisation générale retenue pour ce chantier de construction. Ils se sont intéressés en particulier aux processus mis en place pour l'identification des activités importantes pour la protection des intérêts (AIP) mentionnés à l'article L.
593-1 du code de l'environnement, la surveillance des intervenants extérieurs ainsi que la gestion des écarts et des adaptations de chantier. Ils ont également contrôlé par sondage le contrôle technique et la surveillance réalisée pour certaines AIP notamment la mise en place des appuis parasismiques et le bétonnage des radiers et des voiles.
Les inspecteurs se sont également rendus sur le chantier de construction du bâtiment DUS des réacteurs 1 et 2 du CNPE. Ils ont constaté l'état de propreté général des chantiers. Ils ont également vérifié par sondage l'état de réalisation des plots parasismiques et des voiles ainsi que les conditions de stockage :
- du FOREVA C400 et du Pagel V1/50 utilisés pour la réalisation les plots parasismiques,
- du désactivant utilisé pour le traitement des reprises de bétonnage,
- du produit de cure. Au vu de cet examen, l'organisation générale mise en œuvre par le CNPE pour le chantier de construction du DUS apparaît globalement satisfaisante. Les inspecteurs ont noté le bon suivi des fiches de constat d'écart et d'adaptations de chantier.
Toutefois, les inspecteurs considèrent que l'identification des AIP doit être améliorée afin de garantir l'exhaustivité et l'adéquation des actions de contrôle et de surveillance mises en place. Par ailleurs, ils estiment que l'enregistrement de la surveillance des intervenants extérieurs pour la réalisation de certaines AIP reste perfectible.
Enfin des écarts affectant la qualité du génie civil ont été détectés lors de la visite terrain. Il vous appartient d'y apporter les justifications nécessaires, et le cas échéant, les remèdes pour justifier la qualification des bâtiments DUS au regard des exigences fixées par l'ASN dans la décision [3].
## A. Demandes D'Actions Correctives Identification Des Aip
L'article 2.5.2 de l'arrêté [2] dispose que « l'exploitant identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour ».
Le cahier des clauses techniques particulières (CCTP) définit les spécifications et conditions techniques particulières auxquelles est soumise la réalisation des travaux de génie civil des bâtiments DUS. Ces prescriptions doivent être appliquées par l'entreprise titulaire du marché de construction des bâtiments DUS du CNPE.
L'identification des AIP et des contrôles techniques associés sont proposés par le titulaire du contrat et validés par l'exploitant. Pour mener à bien ces missions, le titulaire du contrat peut s'appuyer sur le guide d'EDF [4] qui propose un classement de certaines phases du chantier en tant qu'AIP.
Les inspecteurs ont vérifié la validation d'EDF de la liste des AIP identifiées par le titulaire du contrat. Ils ont constaté des incohérences entre la liste des AIP identifiées par le titulaire et celle d'EDF
jointe en annexe du guide [4]. En particulier, la liste des AIP identifiées par le titulaire n'inclut pas les activités suivantes, lesquelles ont été identifiées en tant qu'AIP dans le guide [4] :
- la vérification de la qualité du fond de fouille, l'approvisionnement des matériaux et la mise en œuvre des matériaux lors de la réalisation des terrassements et plateforme en remblai pour permettre l'assise du bâtiment ;
- le respect de la hauteur de chute, la vibration lors de la fabrication et de la mise en œuvre des bétons ;
- l'approvisionnement du ferraillage pour la réalisation des armatures de génie-civil ;
- les essais de convenance (contrôle de la qualité du béton au cours de sa production),
l'approvisionnement des matériaux lors de la réalisation des massifs supports d'équipements importants pour la protection (EIP) avec éventuellement scellement de 2ème phase.
Vos représentants n'ont pas pu justifier ces différences lors de l'inspection.
A.1 : L'ASN vous demande de lui justifier les différences relevées entre la liste des AIP
identifiées que vous avez validée et la liste des AIP prévue dans le guide [4]. Vous prendrez les mesures correctives éventuellement nécessaires avec le titulaire du contrat. Vous transmettrez la liste des AIP mise à jour à l'ASN le cas échéant.
Les dossiers de suivi des interventions (DSI) identifient parmi les opérations de construction celles devant être considérées comme AIP.
Les inspecteurs ont constaté que les DSI consultés ne reprennent pas l'exhaustivité des AIP
identifiées comme telles dans la liste des AIP. Par exemple, les activités suivantes n'ont pas été identifiées comme AIP :
- s'agissant du DSI relatif à la réalisation des appuis parasismiques du bâtiment DUS du réacteur n° 2 :
o la préparation du support en particulier l'aspersion d'un produit désactivant de traitement de la reprise de bétonnage, le nettoyage du produit désactivant au nettoyeur haute pression et la mise à nu des granulats, o la mise en place de l'appui notamment le calage de l'appui.
- s'agissant du DSI relatif à la réalisation du radier inférieur du bâtiment DUS du réacteur n° 2 :
o le contrôle des bons de livraison du béton, o la réalisation d'éprouvettes, o le traitement des reprises de bétonnage, o la cure du radier.
Par ailleurs, vos représentants ont indiqué qu'au moment de la levée des préalables avant le lancement des travaux, le chargé d'affaire de l'équipe commune et le représentant de l'entreprise titulaire des travaux ne vérifient pas l'exhaustivité de cette identification.
A.2 : L'ASN vous demande de vous assurer de l'exhaustivité des AIP pris en compte dans les DSI avec les AIP issues de la liste que vous avez validée ;
A.3 : L'ASN vous demande de vous assurer que chaque AIP identifiée fait bien l'objet de contrôle technique et de surveillance au titre des articles 2.5.3 et 2.5.4 de l'arrêté [2].
## Enregistrement De La Surveillance Des Intervenants Extérieurs
L'article 2.5.6 de l'arrêté [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 ».
Les inspecteurs ont vérifié par sondage la réalisation de la surveillance des intervenants extérieurs pour certaines AIP.
Ils ont notamment consulté la fiche de surveillance n° DRT24-FS10 relative à la conformité de la fabrication du FOREVA C400 pour la réalisation des plots parasismiques. Cette fiche de surveillance précise les AIP à surveiller, notamment la pesée des sacs, l'ajout d'eau conformément à la procédure, le malaxage et le contrôle d'étalement. Toutefois, elle ne détaille pas les critères permettant d'évaluer le respect des exigences définies associées à ces AIP.
Vos représentants ont indiqué que le chargé de surveillance de l'Equipe Commune se réfère aux critères précisés dans les procédures de réalisation. En ce sens, il n'est pas nécessaire de les détailler dans les fiches de surveillance.
Les inspecteurs estiment que ce manque de traçabilité ne permet pas de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies associées aux AIP faisant l'objet de la surveillance.
A.4 : L'ASN vous demande de mettre en place des dispositions adéquates afin de garantir un enregistrement du respect des exigences définies établies pour chaque AIP, permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies, conformément à l'article 2.5.6 de l'arrêté [2].
## Reprise De Bétonnage Des Radiers
Les reprises de bétonnage constituent des zones sensibles (point faible d'un point de vue de la résistance mécanique) et doivent donc être réalisées avec précaution.
Les procédures de réalisation des radiers inférieurs et supérieurs [7] et [8] précisent les modalités de traitement des reprises de bétonnage au niveau des massifs de plots sismiques et des voiles. Elles indiquent que « les reprises de bétonnages sont réalisées par stries sur le béton frais. Si l'indentation1 n'est pas concluante, une reprise au marteau piqueur ou à la bouchardeuse sera effectuée. »
L'ASN rappelle qu'à la suite du retour d'expérience de la construction du réacteur 3 du CNPE de Flamanville, EDF avait mis à jour la procédure de reprise de bétonnage pour préciser les modes de traitement autorisés et leur ordre de priorité. La procédure indique que « le traitement des reprises de bétonnage doit être réalisé avec un jet d'air et d'eau » et que « l'emploi d'autres techniques sont à justifier par une impossibilité technique d'utiliser l'air et l'eau ».
Le jour de l'inspection, vos représentant ont indiqué que l'ensemble des reprises de bétonnage sur le chantier a été traité à l'aide d'un désactivant puis nettoyé au jet d'eau haute pression. Ainsi, la méthode de traitement par stries sur le béton frais précisée dans les procédures [7] et [8] n'est pas utilisée dans la mesure où elle n'est pas adaptée.
A.5 : L'ASN vous demande de modifier les procédures de réalisation des radiers inférieur et supérieur afin de préciser les modalités effectives de traitement des reprises de bétonnage au niveau des massifs de plots sismiques et des voiles.
## Visite De Chantiers
Le jour de l'inspection, les inspecteurs se sont rendus sur le chantier de construction du bâtiment DUS des réacteurs 1 et 2 du CNPE. Ils ont constaté l'état de propreté général du chantier. Ils ont également vérifié par sondage la bonne réalisation des appuis parasismiques, le bétonnage des voiles et les conditions de stockage :
- du FOREVA C400 et du Pagel V1/50 utilisés pour la réalisation les appuis parasismiques,
- du désactivant utilisé pour le traitement des reprises de bétonnage,
- du produit de cure.
Les inspecteurs ont constaté les anomalies suivantes :
- un bidon contenant du produit de cure périmé depuis avril 2016 est entreposé dans le local de stockage du bâtiment DUS du réacteur n° 2 sans identification s'il s'agissait d'un déchet ;
- la date de la validité du contrôle périodique de l'extincteur d'incendie entreposé dans ce même local était dépassée.
A.6 : L'ASN vous demande de prendre des dispositions pour corriger rapidement et éviter le renouvellement des anomalies identifiées ci-dessus.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Gestion Des Écarts
Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué que les écarts relevant de la construction des bâtiments DUS sont traités en application de la procédure [5]. Cette procédure est également applicable pour les écarts relevant de la maintenance des ouvrages et des matériels de génie civil existants.
Les inspecteurs constatent que cette procédure :
- fait encore référence à l'indice 4 de la directive DI55[6] laquelle a évolué en mars 2016 en un indice 5 ;
- ne décline pas de manière opérationnelle les exigences de la règle nationale de maintenance
(RNM) du 15 juin 2015 relative au traitement des constats et écarts des ouvrages et des matériels de génie civil.
Le jour de l'inspection, vos représentants ont indiqué que la procédure [5] était en cours de mise à jour sans avoir précisé l'échéance associée.
## B.1 : L'Asn Vous Demande De Lui Préciser :
- l'échéance de mise à jour de la procédure [5] ;
- les modifications associées afin de décliner de manière opérationnelle les exigences de la RNM du 15 juin 2015 relative au traitement des constats et écarts des ouvrages et des matériels de génie civil.
- les modalités prévues pour que la procédure soit conforme aux dispositions de l'arrêté
[2] notamment en ce qui concerne le traitement des écarts.
## Essai De Pompage Du Béton
Le CCTP indique qu'un essai de pompage du béton doit être réalisé sur une distance de 50 m, comportant des points singuliers tels que les coudes ou les dénivellations. La distance de 50 m peut éventuellement être réduite, si le titulaire la justifie à partir de ses méthodes de réalisation.
Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué que l'essai de pompage du béton des radiers des bâtiments DUS a été réalisé sur une distance de 36 m. Les inspecteurs ont constaté l'absence de la justification de la représentativité de cet essai.
B.2 : L'ASN vous demande de lui justifier la représentativité de l'essai de pompage réalisé pour le béton des radiers des bâtiments DUS. Cette justification devra porter notamment sur la distance de pompage mais aussi sur la prise en compte des points singuliers et de la hauteur de pompage.
## Cure Du Béton
La procédure de réalisation des voiles précise les modalités de cure des élévations. Elle indique notamment qu'après décoffrage, la cure est assurée suivant les températures extérieures.
Le jour de l'inspection, les critères précis de température extérieure, des méthodes et des produits de cure utilisés n'ont pas pu être présentés aux inspecteurs.
B.3 : L'ASN vous demande de lui transmettre la procédure utilisée pour la cure des voiles et de lui préciser les méthodes et produits de cure utilisés en fonction de la température extérieure.
## Visite Terrain
Lors de la visite des chantiers, les inspecteurs ont également noté la présence de :
- défauts de parement (incluant un phénomène de bullage) au niveau du béton de première phase et de nids de cailloux en partie basse des appuis parasismiques. Vos représentants ont indiqué que ces défauts ne feront pas l'objet de traitement ;
- fissures au niveau des parements intérieurs et extérieurs des voiles de la levée n° 1 du bâtiment DUS du réacteur 2. Ces fissures ont été relevées par le titulaire du contrat dans une fiche de non-conformité (FNC). Vos représentants ont indiqué qu'une fiche de constat d'écart (FCE)
sera ouverte prochainement afin d'enregistrer le traitement de ces fissures ;
- nids de cailloux au niveau des parements intérieurs et extérieurs des voiles de la levée n° 1 du bâtiment DUS du réacteur 2. Vos représentants ont indiqué que le traitement de ces nids de cailloux sera similaire à ceux ayant déjà été traités. Et en ce sens, ils ont précisé que l'ouverture de nouvelles FNC et FCE pour enregistrer le traitement de ces nids de cailloux ne serait pas nécessaire.
B.4 : L'ASN vous demande de vous assurer de l'exhaustivité de l'identification et du bon enregistrement du traitement des défauts de parement identifiés ci-dessus notamment au travers des FNC et FCE. Vous informerez l'ASN les modalités du traitement éventuel de ces défauts ainsi que les mesures préventives que vous mettrez en place, le cas échéant, afin d'éviter leur renouvellement.
Les inspecteurs ont constaté que le bloc en néoprène des appuis parasismiques ne fait pas l'objet de protection notamment pendant les phases de réalisation des plots. Or, les opérations de bétonnage peuvent présenter un risque d'endommagement des appuis.
B.5 : L'ASN vous demande de lui justifier l'acceptabilité de l'absence de protection des appuis parasismiques notamment pendant les phases de réalisations des plots au regard du risque d'endommagement de ceux-ci.
## 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, 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'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux, SIGNÉ PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-STR-2017-0176 | DIVISION DE STRASBOURG
Strasbourg, le 14 septembre 2017 N/Réf. : CODEP-STR-2017-037440 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Fessenheim BP n°15 68740 FESSENHEIM
N/Réf. dossier : INSSN-STR-2017-0176 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base - CNPE de Fessenheim Inspection du 11 mai 2017 Thème : Suivi en service des équipements sous pression nucléaires (ESPN) soumis aux arrêtés ministériels du 12 décembre 2005 et du 30 décembre 2015 Réf : [1] Arrêtés du 12 décembre 2005 et du 30 décembre 2015 relatifs aux ESPN. 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. 596-1 du code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 11 mai 2017 au centre nucléaire de production d'électricité de Fessenheim sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression nucléaires soumis aux arrêtés ministériels du 12 décembre 2005 et du 30 décembre 2015 ».
A la suite des constatations faites à cette occasion par les inspecteurs, j'ai l'honneur de vous communiquer la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 11 mai 2017 portait sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression nucléaires soumis aux arrêtés ministériels du 12 décembre 2005 et du 30 décembre 2015 ». Les inspecteurs ont tout d'abord examiné l'organisation générale mise en place par le CNPE afin de respecter les exigences établies dans les arrêtés [1], puis plus précisément celles relatives à l'annexe 5 concernant la surveillance, l'entretien et l'exploitation des ESPN. Les inspecteurs ont également procédé à une visite sur le terrain en zone contrôlée dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN). Les inspecteurs considèrent que l'organisation mise en place par l'exploitant sur ce thème est globalement satisfaisante. Ils soulignent positivement la compétence et l'implication des acteurs sur ce sujet. Toutefois, quelques incohérences ont été constatées entre les informations présentes dans les dossiers règlementaires et celles présentes sur les équipements et les inspecteurs notent quelques points à améliorer.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Documentation relative à la neutralité chimique et à la tenue mécanique des isolants thermiques et les revêtements utilisés à des fins de protection physique ou chimique des ESPN Le point 1 de l'annexe 5 de l'arrêté [1] demande ;
« Le dossier descriptif qui comporte : […]
les éléments documentaires permettant de vérifier que les produits utilisés pour l'isolation thermique des équipements et ensembles et les revêtements utilisés à des fins de protection physique ou chimique des équipements et ensembles sont chimiquement neutres vis-à-vis de la paroi des équipements à protéger et que leur tenue mécanique est adaptée aux conditions de service ; » Les inspecteurs ont constaté que :
− hormis l'identification des équipements calorifugés, les équipements revêtus ne sont pas identifiés,
− pour les équipements calorifugés, les démarches sont en cours d'achèvement et la plupart des fournisseurs ont délivré les justificatifs ou sont en capacité de faire,
− le site a des difficultés pour obtenir des fournisseurs les justificatifs nécessaires concernant les revêtements utilisés.
Demande A1 : Je vous demande d'intégrer dans les dossiers descriptifs des ESPN relevant de l'annexe 5 de l'arrêté [1], les éléments documentaires relatifs aux protections justifiant de leur neutralité chimique pour la paroi de l'ESPN et de leur tenue mécanique adaptée aux conditions de service. Vous me transmettrez l'état de cette intégration et un échéancier d'intégration.
## Poes Et Respect Des Exigences Du Constructeur
Les inspecteurs ont vérifié par sondage le contenu des dossiers descriptifs d'ESPN requis par les arrêtés cités en référence. Pour l'équipement 2 RCV 214 VY le manuel d'entretien et de maintenance n°GEE01595 du constructeur SEGAULT figure au dossier et comporte des recommandations de vérifications périodiques. Le Plan des opérations d'entretien et de surveillance (POES) de cet équipement rédigé par le site est plus exigeant que les recommandations du constructeur. Les inspecteurs relèvent que l'examen des préconisations des constructeurs n'est pas systématiquement réalisé.
Demande A2 : Je vous demande de m'indiquer les mesures que vous mettez en place pour garantir l'examen des préconisations des constructeurs d'ESPN dans vos POES.
## Liste Des Espn Et Mise À Jour Des Dossiers Règlementaires Des Équipements
Les inspecteurs ont examiné par sondage la cohérence des informations présentes dans les dossiers descriptifs d'équipements et la liste des ESPN avec celles présentes sur le corps ou la plaque d'identification des équipements.
Les inspecteurs ont ainsi détecté des incohérences pour des équipements suivants :
- 0 TEG 143 VY : marquage non visible et plombage de la soupape non accessible, - 0 TEG 144 VY : marquage sur l'équipement « 106241 » ne correspondant pas au numéro
« 36/048656VT » figurant au dossier,
- 0 TEG 145 VY : marquage sur l'équipement rectifié « 1062054 » ne correspondant pas au numéro
« 36/048655VT » figurant au dossier,
- 1 RRA 017 VP : le numéro de fabrication noté sur la liste des ESPN « 333669YM/S22 » n'a pas pu être repéré sur l'équipement.
Demande n°A.3 : Je vous demande de vous assurer de la cohérence entre les dossiers descriptifs des ESPN et les marquages effectifs des équipements, afin que les dossiers puissent refléter l'état réel des équipements concernés. Vous rectifierez les erreurs détectées et vérifierez par sondage si les incohérences de ce type sont répétées. Le cas échéant, vous me proposerez un plan d'action de remise en conformité.
B. Compléments d'information Néant
## C. Observations
C.1 Les inspecteurs ont constaté une bonne prise en compte des évolutions réglementaires dans les notes du CNPE. Toutefois, les inspecteurs ont noté l'absence d'une personne en charge des sujets ESPN lors de l'une des deux sessions de veille réglementaire et que les listes de présence aux sessions de formation du domaine ESPN
n'étaient pas systématiquement établies.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui ne dépassera pas deux mois. Je vous demande de bien vouloir identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, l'échéance de sa réalisation.
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération.
La chef de la division de Strasbourg
| SIGNÉ PAR |
|-------------|
Pierre BOIS |
INSSN-CAE-2017-0298 |
DIVISION DE CAEN
Hérouville-Saint-Clair, le vendredi 10 mars 2017 N/Réf. : CODEP-CAE-2017-010297 Monsieur le Directeur du CNPE de Penly BP 854 76 370 NEUVILLE-LES-DIEPPE
Objet : Inspection renforcée du Service d'inspection d'utilisateurs Lieu : CNPE de Penly Inspection n° INSSN-CAE-2017-0298 des 22 et 23 février 2017
## Références :
1 - Code de l'environnement, notamment ses articles L. 557-46, L. 592-19, L. 592-22, L. 593-33 et L. 596-3 et suivants 2 - Décret n° 99-1046 du 13 décembre 1999 relatif aux équipements sous pression 3 - Arrêté ministériel modifié du 15 mars 2000 relatif à l'exploitation des équipements sous pression 4 - Décision du 25 mars 2015, portant reconnaissance du service d'inspection du CNPE de Penly 5 - Décision BSEI 13-125 du 31 décembre 2013 relative aux services d'inspection reconnus
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre de ses attributions en référence concernant le contrôle du respect des dispositions relatives aux équipements sous pression implantés dans une installation nucléaire de base, l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a procédé à une inspection renforcée du service d'inspection des utilisateurs, relative à la mise en œuvre du référentiel « BSEI 13-125 », les 22 et 23 février 2017 au CNPE de Penly. 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 des 22 et 23 février 2017 a concerné les conditions d'application du référentiel dit « BSEI
13-125 » au service d'inspection réglementation du CNPE de Penly. À cet effet, les inspecteurs se sont intéressés au respect des exigences générales et structurelles de la décision en référence [5], au système de management du service, à l'allocation des ressources humaines et matérielles, au processus d'inspection mis en place par le service, ainsi qu'à l'organisation adoptée pour tirer profit du retour d'expérience.
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour l'application de la décision BSEI 13-125 du 31 décembre 2013 paraît satisfaisante. Néanmoins, l'exploitant devra apporter des éléments de réponse aux questions ci-dessous.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Documentation Du Système De Management
La norme NF EN ISO/CEI 170201 prévoit que « l'organisme d'inspection doit établir et tenir à jour un système de management capable d'assurer la bonne exécution des exigences de la présente Norme internationale ». L'examen des documents du système de management a mis en évidence les points suivants :
− la note d'organisation du service inspection réglementation (référence D 5039 - MQ/NO/IR,
indice 17, bon pour application au 30 septembre 2016) rappelle que chaque CNPE mettant en place un système d'inspection reconnu (SIR) doit respecter le décret en référence [2], conformément aux exigences de la circulaire DM/TP 32510. Or, EDF a déclaré dans un courrier du 02 novembre 20162 vouloir appliquer la décision BSEI 13-125 qui se substitue à cette circulaire ;
− le paragraphe 5.9 (« réclamations et appels ») de la même note fait référence à un logigramme introuvable dans cette version ;
− l'annexe 3 de la même note cite le préfet de département en tant qu'autorité disposant de la compétence administrative en matière d'équipements sous pression. Dans le cas d'espèce, la modification récente de l'article L. 593-33 du code de l'environnement a attribué cette compétence à l'Autorité de sûreté nucléaire. De plus, le logigramme présenté dans cette annexe est peu lisible ;
− la note de management relative au processus élémentaire MP8.MRP-05 (référence D5039 -
MQ/MP000071, indice 00, bon pour application au 28/09/2016) décrit les processus d'inspection périodique et de requalification périodique au moyen de logigrammes. Le choix de présenter des logigrammes communs aux SIR et organismes habilités (OH) entretient, du point de vue des inspecteurs, une confusion dans la répartition de leurs activités respectives, qui doivent pourtant être clairement séparées ;
− la note de management relative au processus élémentaire MP8.MRP-09 (référence D5039 -
MQ/MP000074, indice 00, bon pour application le 28/09/2016) comprend un paragraphe incomplet à la page 9 (deuxième puce de l'alinéa a)).
Je vous demande de corriger la documentation de votre système de management de manière à observer les exigences de la norme NF EN ISO/CEI 17020, complétées par celles de la décision BSEI 13-125 du 31 décembre 2013.
## A.2 Conduite À Tenir En Situation D'Indisponibilité D'Un Équipement
Le point 6.2.14 de la norme NF EN ISO/CEI 17020 prévoit que « l'organisme d'inspection doit disposer de procédures documentées pour traiter les équipements défectueux. Les équipements défectueux doivent être retirés de l'utilisation par isolement, identification ou marquage visible. L'organisme d'inspection doit étudier les conséquences des défauts sur les inspections précédentes et, si nécessaire, prendre une action corrective appropriée. » Vos représentants ont exposé les principes retenus pour respecter cette exigence au sein des services techniques et du service « automatismes » du CNPE de Penly. Ces principes sont décrits dans le système de management du CNPE, respectivement dans les notes GA/ST/19E16 et GO/AU.001. Toutefois, ils n'ont pu présenter aucun document traitant des équipements défectueux utilisés par les sous-traitants extérieurs au site.
Je vous demande d'établir une procédure documentée abordant la conduite à tenir en cas d'indisponibilité d'un équipement utilisé par les sous-traitants extérieurs au CNPE de Penly.
## A.3 Adéquation Des Moyens Aux Exigences De L'Inspection
Le point 7.1 de la décision BSEI n° 13-125 du 31 décembre 2013 prévoit que : « l'élaboration d'un plan d'inspection doit entraîner la vérification de l'adéquation des moyens prévus aux exigences de l'inspection ». Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que cette vérification était documentée dans le guide technique référencé D 5039 - GT/IR.001 (« adéquation des procédures END »). Cette vérification se limite cependant aux examens non destructifs (END). Je vous demande :
− d'élargir le champ de la vérification prévue à l'alinéa e) du point 7.1 à l'ensemble des moyens prévus aux exigences de l'inspection, sans vous restreindre aux END ;
− au besoin, prévoir un mécanisme permettant d'établir que l'élaboration des plans d'inspection a bien fait l'objet de cette vérification.
## A.4 Gestion Des Non-Conformités - Actions Correctives Et Préventives
Le point 8.7 de la norme NF EN ISO/CEI 17020 énonce que « l'organisme d'inspection doit […], si nécessaire, entreprendre des actions pour éliminer les causes de non-conformités afin d'éviter qu'elles ne se reproduisent ».
Le point 8.8.1 ajoute : « l'organisme d'inspection doit établir des procédures relatives aux actions préventives permettant d'éliminer les causes de non-conformités potentielles ».
Le guide technique référencé D 5039 - GT/IR.004 (indice 00, bon pour application le 16 août 2016)
décrit le traitement des constats et des écarts au sein du SIR. Ce traitement s'appuie en fait sur le dispositif mis en place à l'échelle du CNPE de Penly. Ce dispositif ne formalise pas explicitement la recherche des causes profondes d'une non-conformité, ce qui contribuerait à éviter leur renouvellement.
Je vous demande de définir et documenter des procédures permettant de répondre complètement aux exigences des points 8.7 et 8.8 de la norme NF EN ISO/CEI 17020 complétés par la décision BSEI n° 13-125.
## B Compléments D'Information
Cette inspection n'a donné lieu à aucune demande de compléments d'information.
## C Observations C.1 Modification Des Rapports D'Inspection
Le point 7.4.5 de la norme NF EN ISO/CEI 17020 prévoit que : « des corrections ou l'ajout d'éléments à un rapport ou un certificat d'inspection, déjà émis, doivent être enregistrées conformément aux exigences correspondantes de la présente section. Un certificat ou un rapport modifié doit identifier le certificat ou le rapport qu'il remplace ». À la date de l'inspection, les inspecteurs n'ont pas pu examiner le respect de cette nouvelle exigence, car aucun rapport n'avait été modifié récemment. Vos représentants leur ont néanmoins présenté le masque d'un rapport d'inspection, servant de modèle pour l'enregistrement des éléments exigés au point 7.4.2 de la norme. Ce masque ne comportait aucun champ permettant, en cas de correction ou d'ajout d'éléments, d'identifier le certificat ou le rapport qu'il remplacerait. Les inspecteurs ont recommandé de compléter le modèle de rapport en ajoutant un champ destiné à identifier les rapports remplacés en cas de correction.
## C.2 Précisions À Apporter En Annexe 1 De La Note D'Organisation Du Sir
La note d'organisation du service inspection réglementation (référence D 5039 - MQ/NO/IR citée précédemment) comprend à son annexe 1 un organigramme présentant les liens fonctionnels établis entre le SIR et les autres entités du CNPE de Penly ou d'EDF.
Selon leur nature, ces liens sont représentés par des flèches différentes (pleines, pointillé,…). Bien que ce ne soit pas une non-conformité, les inspecteurs estiment que la légende de cet organigramme n'est pas suffisamment claire pour mettre en évidence les exigences du point 4.1 de la décision BSEI n° 13125 du 31 décembre 2013.
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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. En application des dispositions relatives aux redevances fixées par l'article 20 de la décision BSEI 13125 et par l'article 7 de l'arrêté ministériel du 5 décembre 2001, cette visite fera l'objet d'un état de redevances. 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.
## La Chef De Division,
Signée par Hélène HERON |
INSSN-LYO-2017-0332 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 22 Février 2017 N/Réf. : CODEP-LYO-2017-007769 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de St-Alban SaintMaurice Electricité de France CNPE de St-Alban St-Maurice BP 31 38 550 ST-MAURICE-L'EXIL
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire de St-Alban St-Maurice (INB n°119 et 120)
Inspection INSSN-LYO-2017-0332 du 1er février 2017 Thème : « autres agressions - inondation interne »
## Référence À Rappeler En Réponse À Ce Courrier : Inssn-Lyo-2017-0332
Référence : [1] Code de l'environnement, notamment l'article L 596-1 et suivants
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, à l'article L596-1 et suivants, une inspection courante a eu lieu le 1er février 2017 sur la centrale nucléaire de St-Alban St-Maurice, sur le thème « autres agressions - inondation interne ». 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 de la centrale nucléaire de St-Alban St-Maurice du 1er février 2017 concernait l'organisation du site en matière de gestion des agressions et plus particulièrement les agressions liées aux risque d'inondation interne. Dans ce cadre, les inspecteurs ont examiné l'organisation et les dispositions mises en place par la centrale nucléaire de St-Alban St-Maurice pour prévenir le risque d'inondation interne. A cette occasion les inspecteurs se sont rendus dans les locaux électriques. Il ressort de cette inspection que l'organisation mise en place pour piloter la prévention du risque d'inondation interne est récente et doit encore s'améliorer afin de décliner l'ensemble des dispositions prévues sur ce thème par la directive interne d' EDF relative à la maîtrise des risques d'agressions (DI n° 134). Notamment, l'un des axes de progrès est le maillage du pilote opérationnel avec l'ensemble des services concernés afin de sensibiliser tous les acteurs présents sur le terrain à la prise en compte du risque d'inondation interne et de valoriser l'ensemble des actions qui sont menées dans ce sens.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Les inspecteurs ont examiné les dispositions mises en œuvre dans le cadre de la note d'étude référencée DVY/MCI/FBX relative à la modification matérielle PNXX2553 relative aux modifications définies à la suite des études d'inondation interne. Les inspecteurs ont constaté sur le terrain la mise en œuvre de certaines de ces modifications dont la mise en place d'une porte étanche repérée 1 JSW 004 WKD 5187 dans les locaux périphériques du réacteur 1. Cette note d'étude demande également dans son paragraphe §1.3.4 que les dispositifs mis en place « doivent faire l'objet d'une maintenance spécifique pendant toute la durée d'exploitation » et qu'ils doivent « être intégrés aux visites faites dans le cadre du programme de base de maintenance préventive de génie civil (PBMP) ». Sur ce point, il n'a pas pu être présenté aux inspecteurs d'éléments démontrant que cette porte fait effectivement l'objet d'une surveillance au titre du programme de base de maintenance préventive (PBMP) relatif au génie civil. Pour autant, les inspecteurs ont constaté sur le terrain le bon état général de cette porte. Demande A1 : je vous demande de transmettre les éléments démontrant que la porte étanche mise en place dans les locaux périphériques des réacteurs 1 et 2 dans le cadre de la modification matérielle PNXX2553 fait bien l'objet d'une surveillance au titre du PBMP relatif au génie civil. A défaut je vous demande d'inclure sans délai la surveillance de ces portes dans ce PBMP. Les inspecteurs ont examiné les dispositions prises par l'exploitant pour s'assurer que les siphons de sol et les tuyauteries d'évacuation des eaux qu'ils collectent assuraient correctement leur fonction d'évacuation et qu'il permettaient, à ce titre, de prévenir le risque d'inondation interne dans les locaux. Les représentants de la centrale nucléaire ont indiqué que dans le cadre de la surveillance des siphons de sol plusieurs actions étaient menées. Notamment lors de l'appoint de la garde d'eau de chaque siphon de sol contrôlé, une quantité d'eau était déversée directement dans le siphon afin d'observer la bonne évacuation de celle-ci. Si un bouchage était constaté, l'exploitant a indiqué qu'une demande d'intervention était établie pour procéder au débouchage du siphon. En 2014, l'occurrence d'un nombre important de demandes d'intervention relatives au débouchage de siphons a amené le site à déployer un plan d'action visant à traiter de manière globale l'ensemble des tuyauteries d'évacuation des eaux collectées par les siphons de sol. Une première phase de ce plan d'action a porté sur le remplacement de plusieurs centaines de mètres de tuyauteries au niveau - 4 m des bâtiments des auxiliaires nucléaires, des bâtiments abritant les installations de désactivation des assemblages decombustible usés et des bâtiments électriques de la centrale nucléaire de St-Alban. Une seconde phase traitant les siphons des nouveaux supérieurs se déroulera de 2017 à 2019. Demande A2 : je vous demande de vous assurer que dans l'attente du traitement des tuyauteries d'évacuation des eaux traitées par les siphons de sol des locaux des niveaux supérieurs à - 4m (entre 2017 et 2019) qu'aucun local sensible au risque d'inondation interne n'est concerné par une situation où l'évacuation d'une éventuelle arrivée d'eau serait rendue impossible. Le cas échéant, je vous demande de prévoir les dispositions adéquates pour prévenir le risque d'inondation interne de ces locaux. Les inspecteurs ont examiné le respect par le CNPE de St-Alban des dispositions prévues par le guide EDF de management du risque d'agression lié à l'inondation interne référencé D455015028698 indice 0. D'une manière générale, l'organisation mise en place par le CNPE de St-Alban au travers de la procédure locale relative au management du risque d'agressions référencée D5380PRSUR00064 indice 1 ne permet pas de répondre aux dispositions prévues par les principes 1, 2, 3, 5 et 8 du guide de management précédemment référencé. Toutefois, les représentants de l'exploitant ont indiqué aux inspecteurs qu'une nouvelle organisation sur le plan du pilotage des risques d'agression était en cours de déploiement et qu'elle permettrait d'intégrer de manière plus précise les dispositions prévues par le guide de management du risque d'agression lié à l'inondation interne.
Demande A3 : je vous demande de prendre en compte, dans le cadre du déploiement de votre nouvelle organisation en matière de pilotage des risques d'agression, les dispositions prévues par le guide EDF de management du risque d'agression lié à l'inondation interne référencé D455015028698 indice 0. Je vous prie de nous rendre compte de l'échéancier retenu pour la déclinaison des dispositions de ce guide et des actions que vous engagerez en ce sens pour l'année 2017. Dans le cadre de l'examen de l'organisation du CNPE de St-Alban vis-à-vis des dispositions prévues par le guide EDF de management du risque d'agression lié à l'inondation interne référencé D455015028698, les inspecteurs ont relevé que plusieurs actions étaient menées sur le terrain dans ce domaine tels que le déploiement d'un plan d'actions sur les siphons de sol ou la prise en compte du retour d'expérience issus d'autres CNPE. Ces actions ne sont pas remontées au niveau du référent « inondation interne » et ne sont donc pas valorisées et suivies au sein des revues annuelles établies sur ce sujet. Le maillage et l'animation par le référent « inondation interne » d'un réseau correspondant à la fois pour faire remonter les actions réalisées sur le site mais également pour impulser des actions de sensibilisation de tous les acteurs concernés apparaissent insuffisants. Demande A4 : je vous demande de veiller à mobiliser le réseau des correspondants dans les différents services de votre établissement au sujet de la maîtrise du risque d'inondation interne afin qu'ils puissent apporter au référent dans ce domaine leur vision technique complète des missions réalisées et s'impliquer dans des actions de formation à la mise en œuvre des activités opérationnelles spécifiques à l'inondation interne. Ces dispositions sont prévues par le principe 3 du guide EDF de management du risque d'agression lié à l'inondation interne référencé D455015028698 indice 0. A l'occasion de leur visite dans les locaux électriques du réacteur 1, les inspecteurs ont constaté la présence dans un local contenant des armoires électriques d'une climatisation mobile qui n'était pas arrimée. Cette climatisation en cas de séisme est susceptible de constituer un agresseur vis-à-vis des armoires électriques. Demande A5 : je vous demande de vous assurer que les dispositions pratiques vous permettant de vous affranchir des situations d'agresseurs/cibles dans le cadre du séisme évènement sont bien connues de l'ensemble des intervenants sur le terrain. Les inspecteurs ont examiné les dispositions prises par l'exploitant pour s'assurer que les siphons de sol et les tuyauteries d'évacuation des eaux qu'ils collectent assuraient correctement leur fonction d'évacuation et qu'il permettaient, à ce titre, de prévenir le risque d'inondation interne dans les locaux. Les représentants de la centrale nucléaire ont indiqué que dans le cadre de la surveillance des siphons de sol plusieurs actions étaient menées. Notamment lors de l'appoint de la garde d'eau de chaque siphon de sol contrôlé, une quantité d'eau était déversée directement dans le siphon afin d'observer la bonne évacuation de celle-ci. Si un bouchage était constaté, l'exploitant a indiqué qu'une demande d'intervention était établie pour procéder au débouchage du siphon. En 2014, l'occurrence d'un nombre important de demandes d'intervention relatives au débouchage de siphons a amené le site à déployer un plan d'action visant à traiter de manière globale l'ensemble des tuyauteries d'évacuation des eaux collectés par les siphons de sol. Une première phase de ce plan d'action a porté sur le remplacement de plusieurs centaines de mètres de tuyauteries au niveau - 4 m des bâtiments des auxiliaires nucléaires, des bâtiments abritant les installations de désactivation des assemblages combustibles usés et des bâtiments électriques de la centrale nucléaire de St-Alban. Une seconde phase traitant les siphons des nouveaux supérieurs se déroulera de 2017 à 2019. Demande B1 : je vous demande de vous interroger sur les actions de contrôles qui pourraient être menées à l'avenir afin de vous assurer que le réseau de tuyauteries d'évacuation relié aux siphons de sol soit maintenu en bon état et assure sa fonction première d'évacuation. A l'occasion de leur visite dans les locaux électriques du réacteur 1 et plus particulièrement dans les locaux contenant des batteries, les inspecteurs ont relevé que plusieurs bouchons de batteries du local repéré LB0939 étaient ouverts. Demande B2 : je vous demande de préciser si l'ouverture de quelques bouchons de batteries remet en cause la disponibilité de celles-ci. Je vous demande également de préciser quels contrôles sont réalisés afin de vous assurer du maintien en position fermée de ce type de bouchons.
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C. Observations Sans objet.
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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. 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 le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la cheffe de la division de Lyon de l'ASN,
Signé par Olivier VEYRET
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INSSN-OLS-2016-0081 | AUTORITÉ
DE SÛRETÉ
NUCLÉAIRE
DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2016-045900 Orléans, le 23 novembre 2016 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 - INB n° 107 - 132 Inspection n° INSSN-OLS-2016-0081 du 19 septembre 2016
« Gestion des écarts »
Réf. : [1]
[2]
[3]
Guide de l'ASN n° 21 pour le traitement des écarts de conformité à une exigence définie pour un élément important pour la protection EDF
Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Décision de l'ASN n° 2014-DC-044 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 concernant le contrôle des installations nucléaires de base prévu au chapitre VI du titre IX du livre V du code de l'environnement, une inspection courante a eu lieu le 19 septembre 2016 au CNPE de Chinon sur le thème « gestion des écarts ».
Suite aux 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 du 19 septembre 2016 concernait la gestion des écarts et la déclinaison des exigences réglementaires dans ce domaine. Dans ce cadre, les inspecteurs ont examiné l'organisation générale mise en place par le CNPE de Chinon pour la détection, la caractérisation, le traitement et le suivi des écarts et plus particulièrement des écarts de conformité présents sur les installations.
ww.asn.fr Il convient de rappeler que la problématique des écarts de conformité a fait l'objet d'évolutions récentes en matière de doctrine, en particulier depuis la publication en janvier 2015 du guide de l'ASN en référence [1]. Ce dernier a notamment pour objet d'expliciter certaines dispositions règlementaires relatives à la gestion des écarts définies par l'arrêté en référence [2] ainsi que la décision de l'ASN en référence [3].
L'organisation du CNPE de Chinon relative à la gestion des écarts de conformité repose sur le processus général de traitement des écarts décrit au travers de la directive interne (DI) 55, dont un nouvel indice 5 a été mis en application en mars 2016. Cette directive est déclinée au niveau local dans une note d'application intitulée « Traiter les constats et les écarts » qui sera mise à jour pour la fin de l'année 2016 afin de prendre en compte la DI 55 à l'indice 5.
Il ressort de cette inspection que des progrès ont été réalisés en matière d'organisation et de pilotage mis en place pour la gestion des écarts. La définition des critères d'ouverture systématique d'une fiche d'écart (FE) dans l'outil informatique SYGMA apparaît comme un point fort. Par ailleurs, les inspecteurs ont pu vérifier la présence, dans les locaux techniques de crise, de l'inventaire à jour des écarts de conformité ainsi que de l'analyse du cumul de ces écarts pour chaque réacteur.
Toutefois, le processus de gestion des écarts reste perfectible sur plusieurs points. Les inspecteurs considèrent que le référentiel local relatif au traitement des écarts doit évoluer pour mieux intégrer les évolutions récentes apportées par le guide de l'ASN en référence [1] et être plus précis en ce qui concerne les modalités opérationnelles d'application des exigences réglementaires.
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## A. Demandes D'Actions Correctives Identification Des Écarts De Conformité En Émergence
L'article 2.6.3 de l'arrêté en référence [2] dispose que « l'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement ».
Pour préciser cette exigence règlementaire, le guide de l'ASN en référence [1] indique notamment que la liste des écarts tenue à jour par l'exploitant doit permettre de préciser l'état d'avancement de la caractérisation de chaque écart de conformité en émergence.
L'organisation du CNPE de Chinon prévoit qu'en concertation avec les services, l'ingénieur sûreté mance collecte les écarts de conformité avérés et en émergence issus :
de l'analyse des FE SYGMA ;
-
des évènements significatifs pour la sûreté (ESS) locaux ;
-
des ESS génériques via la base nationale de gestion des écarts de conformité « Lotus ».
En ce qui concerne les écarts de conformité locaux en émergence, les inspecteurs ont constaté l'absence d'outil pour les identifier spécifiquement en tant que tels dans l'outil informatique SYGMA
dès l'ouverture de la FE. Par ailleurs, l'organisation prévue par le CNPE de Chinon ne prend pas en compte l'ensemble des supports possibles de traitement des écarts et exclut notamment les demandes d'interventions (DI).
En ce qui concerne les écarts de conformité génériques en émergence, l'organisation du CNPE de Chinon prévoit que l'ingénieur sûreté maintenance consulte régulièrement la base nationale Lotus.
Cette base est renseignée régulièrement par les services centraux d'EDF, qui y incluent les nouveaux écarts de conformité génériques. Toutefois, les inspecteurs ont constaté l'absence de disposition robuste permettant une information rapide et directe de l'émergence d'un écart de conformité générique du site par ses services centraux.
Les inspecteurs rappellent l'importance d'une identification réactive et exhaustive des écarts de conformité locaux et génériques en émergence pour lesquelles des analyses complémentaires peuvent être nécessaires à certains jalons d'un arrêt de réacteur afin de respecter les exigences des articles 2.3.1 et 2.4.2 de la décision de l'ASN en référence [3].
Demande A1 : je vous demande de mettre en place une organisation robuste pour garantir une identification réactive et exhaustive des écarts de conformité locaux et génériques en émergence.
S
## Caractérisation Des Écarts De Conformité
L'article 2.6.2 de l'arrêté en référence [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 ». Le guide de l'ASN en référence [1] précise que la caractérisation détaillée d'un écart de conformité en émergence doit être achevée dans les plus brefs délais et, au plus tard, sous deux mois, sauf impossibilité justifiée par l'exploitant.
Les inspecteurs ont noté qu'aucune ligne de défense robuste ne permettait a priori de garantir le respect de ce délai maximal, ni d'anticiper un éventuel dépassement de ce délai par une justification apropriée.
Demande A2: je vous demande de mettre en place des dispositions adéquates vous permettant de garantir le respect du délai de deux mois pour la caractérisation des écarts de conformité et d'anticiper les situations de dépassement de ce délai afin d'apporter une justification appropriée. Par ailleurs, selon le guide de l'ASN en référence [1], si dans les deux mois impartis pour effectuer cette caractérisation détaillée, l'exploitant ne dispose pas d'éléments suffisants pour se prononcer sur la constitution ou non de l'écart de conformité et donc de l'événement significatif, il doit informer l'ASN du processus de caractérisation en cours. A cet effet, l'exploitant se doit de transmettre à l'ASN
les informations dont il dispose à ce stade sur l'écart de conformité en émergence et de justifier le délai supplémentaire nécessaire pour le caractériser.
La version projet de la note d'application « Traiter les constats et les écarts » du CNPE de Chinon indique que les nouveaux écarts de conformité locaux détectés font l'objet d'une information melle à l'ASN par la section en charge des relations avec l'autorité de sûreté. Les inspecteurs considèrent que ces dispositions n'explicitent pas le cas spécifique des écarts de conformité en émergence et constatent que la note d'organisation ne mentionne pas la nécessité d'apporter la justification du délai supplémentaire nécessaire.
Demande A3 : je vous demande d'informer l'ASN de tout dépassement du délai de deux mois pour la caractérisation d'un écart de conformité en émergence. Vous associerez à cette information les éléments de justification de ce retard. Les modalités opérationnelles associées à cette l'information auprès de l'ASN doivent être clairement définies dans le référentiel local du CNPE.
L'article 2.3.1 de la décision de l'ASN en référence [3] précise que « l'exploitant ne peut procéder au chargement en cuve des assemblages de combustible qu'après avoir vérifié que :
[…]
b) 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 du réacteur 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. ».
L'article 2.4.2 de la décision de l'ASN en référence [3] précise que « la demande d'accord pour divergence du réacteur est accompagnée des éléments suivants :
[…]
e)
La liste des écarts affectant les l'élément important pour la protection (EIP) pour lesquels l'exploitant n'a pas mis en œure l'ensemble des actions curatives définies en application de l'article 2.6.3 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé et une synthèse de la justification, vis-à-vis de la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement, de leur non résorption, dont l'échéance sera par ailleurs précisée pour chaque écart.
La demande d'accord comporte la démonstration par l'exploitant de l'aptitude de l'installation à fonctionner sur le cycle à venir dans des conditions de protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement satisfaisantes et dans le respect du référentiel applicable à l'installation. ».
Afin d'expliciter ces exigences règlementaires s'agissant des écarts de conformité, le guide de l'ASN
en référence [1] précise les règles particulières associées à la gestion des périodes d'arrêt d'un réacteur. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que la déclinaison opérationnelle de ces exigences règlementaires n'était pas prévue dans l'organisation du CNPE de Chinon. Par ailleurs, l'inventaire des écarts de conformité rappelle de manière très synthétique les conséquences sûreté de chaque écart en émergence, sans se prononcer sur son impact potentiel sur le chargement des assemblages de combustible en cuve ou sur la divergence du réacteur. Demande A4 : je vous demande de mettre en place une organisation permettant :
avant de décider de procéder au chargement des assemblages de combustible en cuve, d'achever la caractérisation de tout écart de conformité en émergence dont la correction n'est possible que lorsque le cœur du réacteur est complètement déchargé. A défaut, vous postulerez provisoirement l'écart de conformité et évaluerez son importance avant de décider de procéder ou non au chargement ; en préalable à la demande d'accord pour divergence, d'achever la caractérisation de tout écart de conformité en émergence dont vous ne prévoyez pas la résorption avant de procéder à la divergence du réacteur. A défaut, vous postulerez provisoirement l'écart de conformité et tiendrez compte de l'évaluation de son importance dans la justification établie à l'appui de la demande d'accord.
L'article 2.6.2 de l'arrêté en référence [2] dispose que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer […] si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre ».
Le guide de l'ASN en référence [1] précise que « pour déterminer les mesures conservatoires à mettre en œuvre, dans les beures qui suivent la détection d'un écart de conformité, éventuellement encore en émergence, l'exploitant examine la capacité des EIP concernés à assurer, à tout moment et avec les performances requises, leurs fonctions nécessaires à la démonstration de sûreté nucléaire relative aux risques radiologiques. » Une fois l'écart de conformité confirmé, l'exploitant doit également statuer sur la suffisance, le cas échéant, des mesures conservatoires déjà en place et mettre en œuvre, si nécessaire, des mesures complémentaires dans l'attente de la résorption de l'écart de conformité.
Les inspecteurs ont relevé, que ce soit au stade de l'émergence ou de la caractérisation d'un écart de conformité, que l'organisation du CNPE de Chinon ne mentionnait pas la nécessité de se prononcer sur les éventuelles mesures conservatoires nécessaires. De plus, la trame des FE SYGMA ne prévoit pas d'exposer clairement les éventuelles mesures conservatoires et complémentaires mises en œuvre.
Demande A5 : je vous demande mettre en place des dispositions permettant d'analyser et de formaliser votre conclusion sur la nécessité de mettre en œuvre :
des mesures conservatoires à la suite de la détection d'un écart de conformité ;
-
et, une fois l'écart de conformité confirmé, des mesures complémentaires dans l'attente
-
de sa résorption.
S
## Traçabilité Du Traitement Des Écarts
L'article 2.6.3 de l'arrêté en référence [2] dispose que « le traitement d'un écart constitue une activité importante pour la protection ». En ce sens, il doit fait l'objet d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies.
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont consulté la trame type d'une FE SYGMA et ont constaté positivement qu'elle permet de formaliser de manière explicite l'identification des exigences définies remises en cause par l'écart, l'évaluation de l'impact sur la sûreté de l'écart ainsi que l'identification des actions correctives et préventives.
En ce qui concerne l'évaluation du caractère générique de l'écart, les inspecteurs ont constaté la présence dans la FE SYGMA du champ « caractère générique » permettant de renseigner « oui » ou
« non » le cas échéant. Toutefois, les justifications ou les actions de contrôle réalisées permettant de statuer sur cet aspect ne sont pas tracées.
Enfin, le délai de mise en œuvre des actions curatives, correctives ou préventives est défini au regard des enjeux de sûreté associés à l'écart ainsi que des contraintes techniques et d'exploitation rencontrées. Toutefois, les inspecteurs ont constaté que la justification de l'acceptabilité de ce délai relativement au principe de « résorption dès que possible » n'est pas tracée dans la FE SYGMA.
Demande A6 : je vous demande d'améliorer la traçabilité du traitement des écarts afin de formaliser de manière explicite :
les justifications ou les actions de contrôle réalisées permettant de statuer sur le caractère
-
générique de l'écart ;
la justification de l'acceptabilité du délai de mise en œuvre des actions curatives, correctives ou préventives au regard du principe de « résorption dès que possible ».
S
## Recensement Des Écarts De Conformité
L'article 2.6.3 de l'arrêté en référence [2] dispose que « l'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement ».
Le guide de l'ASN en référence [1] précise notamment que la liste des écarts tenue à jour par l'exploitant doit permettre de préciser l'état d'avancement du traitement de chaque écart de conformité par rapport aux statuts suivants :
-
-
écart de conformité en cours de résolution, en précisant l'échéance visée pour sa résolution ; écart de conformité résolu, en précisant l'échéance prévue de résorption ;
écart de conformité résorbé ; écart de conformité clos.
-
Les inspecteurs ont noté que l'organisation du CNPE ne prévoit pas l'attribution des statuts « en cours de résolution », « résolu » et « résorbé » pour un écart de conformité.
Conformément à la DI 55, le statut « soldé » est attribué à un écart relevant d'une FE lorsque les actions curatives nécessaires à la poursuite de l'activité ou à la remise en exploitation de l'EIP sont réalisées, contrôlées et satisfaisantes, ou si aucune action curative n'est nécessaire pour poursuivre l'exploitation ou l'activité.
Compte tenu de cette définition, un écart peut donc être soldé si le maintien provisoire en état est justifié en attendant la définition et la réalisation des actions curatives, préventives et correctives. Dans ce cas, les inspecteurs ont constaté l'absence de disposition permettant de suivre et maîtriser le délai associé à la définition et la réalisation des actions précitées.
Le jour de l'inspection, le CNPE de Chinon a indiqué qu'il s'agit effectivement d'une faiblesse déjà identifiée. Pour certains écarts, le statut « soldé » n'est attribué qu'une fois les actions curatives réalisées.
Demande A7 : je vous demande mettre en place des dispositions permettant de suivre et maîtriser le délai associé à la définition et la réalisation des actions curatives, préventives et correctives.
L'article 2.7.1 de l'arrêté en référence [2] dispose que « 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 ». Le guide de l'ASN en référence [1] précise les règles relatives à la périodicité de la mise à jour de l'analyse de l'effet cumulé des écarts de conformité. Pour rappel, l'exploitant doit mettre à jour son analyse du cumul des écarts de conformité :
-
-
lors de la transmission à l'ASN d'un rapport d'événement significatif relatif à un écart de conformité ;
avant de procéder au déchargement du cœur pour les cumuls d'écarts de conformité qui affectent directement ou indirectement la réalisation de la fonction fondamentale de refroidissement de la piscine d'entreposage du combustible ;
avant de procéder au chargement du cœur, puis avant de procéder à la divergence du réacteur pour les cumuls d'écarts de conformité qui affectent le réacteur.
Concernant les modalités d'application de l'exigence précitée de l'arrêté INB, la version projet de la note d'application « Traiter les constats et les écarts » du CNPE de Chinon indique que l'analyse de cumul est réalisée selon la méthodologie DIPDE par l'ingénieur sûreté maintenance. Toutefois, aucune exigence relative à la périodicité de la mise à jour de cette analyse n'a été précisée.
Lors de l'arrêt pour rechargement du combustible du réacteur 1 du CNPE de Chinon, les inspecteurs ont noté la réalisation d'une analyse de cumul des écarts de conformité avant la divergence du réacteur.
Toutefois, la mise à jour de cette analyse n'a pas été réalisée avant le déchargement et le chargement du cœur, ou l'absence de nécessité de sa mise à jour n'a pas été formalisée, le cas échéant.
Demande A8 : je vous demande d'expliciter, dans le référentiel local du CNPE de Chinon, les dispositions mises en place pour réaliser une mise à jour de l'analyse de l'effet cumulé des écarts de conformité selon les périodicités précisées dans le guide ASN en référence [1].
## S B. Demandes De Compléments D'Information Traitement Des Demandes D'Interventions
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté un nombre important de DI non closes concernant les anomalies matérielles dont l'échéance de traitement était dépassée.
Les inspecteurs notent que ce nombre reste inférieur au critère national. Toutefois, le critère national est un nombre fixe qui n'encourage pas à une progression continue pour la résorption des DI non closes.
Un plan d'actions est en cours au sein du CNPE de Chinon afin de s'assurer notamment du bon remplissage de tous les champs requis des DI et pour faciliter leur traitement. Cependant, aucune action n'est prévue pour évaluer et améliorer la qualité des informations renseignées. En outre, des relances sont réalisées auprès des métiers pour le traitement de DI non closes de priorité 1 ou 2 mais pas pour les DI de priorité 3, 4 ou 5. Demande B1 : je vous demande de renforcer votre plan d'actions relatif à la résorption des DI non closes concernant les anomalies matérielles dont l'échéance de traitement est dépassée afin d'améliorer la qualité des informations renseignées et de prendre en compte des DI de priorité 3, 4 ou 5.
S
## Examen Par Sondage Des Di Et Fe
Le jour de l'inspection, les inspecteurs ont consulté la DI n° 1250133 relative à l'inétanchéité de la vanne 1REN771VL. Cette DI a été émise le 17 janviers 2014 avec une priorité 3. Un ordre d'intervention prévu le 23 septembre 2014 a bien été créé mais n'est pas encore terminé. Les inspecteurs ont également constaté l'absence de contrôle complémentaire prévu pour suivre d'évolution de cette inétanchéité de la vanne en attendant la résorption de l'écart.
Demande B2: je vous demande de m'informer des raisons pour lesquelles l'ordre d'intervention prévu n'est pas terminé à ce jour. Vous définirez une nouvelle échéance pour la résorption de cet écart et justifierez l'acceptabilité de celle-ci au regard l'impact sur la sûreté de l'écart. Par ailleurs, vous vous positionnerez sur la nécessité de réaliser un contrôle complémentaire pour suivre d'évolution de l'inétanchéité de la vanne 1REN771VL en attendant la résorption de cet écart.
S
## C. Observations
Sans objet S
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 ( ww.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 Pierre BOQUEL |
INSSN-CAE-2016-0269 |
DIVISION DE CAEN
Hérouville-Saint-Clair, le 30 novembre 2016 N/Réf. : CODEP-CAE-2016-43850 Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection n° INSSN-CAE-2016-0269 du 3 novembre 2016 Systèmes électriques 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) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu le 3 novembre 2016 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Paluel sur le thème des systèmes électriques. 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 3 novembre 2016 a concerné l'organisation mise en œuvre par EDF pour l'exploitation des systèmes électriques des réacteurs du CNPE de Paluel. Les inspecteurs ont examiné dans un premier temps le suivi des engagements pris par le CNPE dans le cadre des réponses aux demandes de l'ASN formulées lors de l'inspection du 20 novembre 2013 portant sur le même thème. Ils ont ensuite examiné par sondage des procédures d'essai périodique (EP) mises en œuvre en 2016 et des bilans de maintenance relatifs aux systèmes des diesels de sauvegarde (LHP et LHQ) et de la turbine à combustion (TAC - système LHT). L'après-midi, une visite a permis d'examiner l'état général d'un des diesels et de ses auxiliaires sur le réacteur n° 4 ainsi que l'état général de la TAC. En parallèle, une mise en situation a permis de simuler la mise en œuvre de la consigne de conduite I-LHT 2 pour la réalimentation d'un tableau électrique secouru, par le diesel d'un autre réacteur. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation mise en œuvre par EDF pour l'exploitation des diesels de sauvegarde et de la TAC apparaît perfectible. L'exploitant devra notamment veiller à préciser les référentiels applicables pour la réalisation des essais périodiques et à s'assurer de la rigueur de renseignement de leurs gammes d'exécution.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Référentiels Applicables Pour La Réalisation Des Essais Périodiques (Ep)
La section I du chapitre IX des règles générales d'exploitation (RGE) stipule à son chapitre 3.2.2 : « la règle d'essai périodique est un document prescriptif de classe 3 selon la DI01. Elle est rédigée par la DIS et son application constitue un engagement d'EDF vis-à-vis de l'autorité de sûreté qu'elle rentre ou non dans le cadre d'une approbation formelle préalable ». Son chapitre 4.4 stipule également : « les conditions d'acceptabilité des essais périodiques sont les suivantes : […] - 2) les conditions d'essais sont conformes aux prescriptions résumées dans la règle d'essai et les fiches d'amendement/écart éventuelles. […] - 4) Tous les résultats d'essai résultant d'observations sont conformes à ceux figurant dans la gamme d'essai […] ». Les inspecteurs ont examiné les réponses faites par le CNPE aux demandes de l'ASN dans la lettre de suite de l'inspection sur les systèmes électriques du 20 novembre 2013. L'ASN vous demandait dans sa demande A.5 de clarifier, en lien avec vos services centraux, le caractère obligatoire du respect des temporisations des automatismes testés dans l'EP LGH001, du fait que ces temporisations sont bien identifiées comme des critères de type B dans la règle d'essai EMELM950078 indice E. Dans votre réponse vous identifiez le seul tableau récapitulatif des EP du chapitre IX des RGE comme référentiel. Par ailleurs vous interprétez le fait que les valeurs de ces temporisations soient indiquées dans la colonne « observation » de ce tableau comme la justification de leur caractère secondaire pour les intérêts protégés et ce, malgré la condition d'acceptabilité n° 4 définie dans la section I du chapitre IX. Vos représentants ont reconnu par ailleurs que l'interprétation de ce tableau par l'exploitant est difficile. Or, le chapitre 3.2.2 de la section 1 des RGE, cité ci-dessus, rappelle que la règle d'essai est prescriptive et constitue un engagement d'EDF vis-à-vis de l'ASN. La règle d'essai doit donc s'appliquer et orienter l'interprétation du tableau récapitulatif des EP. Lors de l'inspection vos représentants ont spécifié que selon votre organisation interne, seul le tableau récapitulatif des EP devait être utilisé comme référentiel pour les EP.
## Je Vous Demande
- pour le cas susmentionné et conformément à la demande qui avait déjà été formulée lors de l'inspection du 20 novembre 2013, de clarifier, en lien avec vos services centraux, la caractérisation des mesures de temporisation des automatismes cités ci-dessus en « critère d'acceptabilité » ou en « observation » de l'essai périodique LGH001. Vous veillerez à mettre en cohérence la règle d'essais du système LGH et le tableau récapitulatif des essais périodiques du chapitre IX des RGE. De manière générale vous veillerez à la cohérence entre les règles d'essais et la déclinaison qui en est faite dans les tableaux récapitulatifs.
- de me fournir une analyse d'impact du non-respect de ces exigences sur la disponibilité de la fonction de basculement de l'alimentation électrique normale du réacteur sur son alimentation auxiliaire.
## A.2 Rigueur Documentaire Lors De La Réalisation D'Essais Périodiques
Le chapitre 2.5.6 de l'arrêté en référence [2] stipule : « 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 fiche d'analyse d'acceptabilité des EP mise en œuvre sur le site indique que si la condition définie ainsi : « les conditions de réalisation sont respectées (conditions initiales, mode opératoire) » n'est pas respectée, l'EP
doit être déclaré non satisfaisant.
Dans la lettre de suite de l'inspection sur les systèmes électriques du 20 novembre 2013, l'ASN vous demandait dans sa demande A.4 de veiller à la rigueur de renseignement des gammes des EP et notamment de veiller à la réalisation et à la formalisation d'une analyse d'impact pour chaque étape renseignée non-conforme à l'attendu afin de respecter l'article 2.5.6 de l'arrêté en référence [2]. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont consulté plusieurs gammes d'EP réalisés sur les systèmes diesels (LHP/LHQ) et LHT. Sur la gamme du dernier essai référencé LHQ201 mis en œuvre sur le réacteur n° 4, dans la partie réalisée en zone non contrôlée (ZNC), l'intervenant a noté l'apparition des alarmes LHQ904A2, LHQ681 LA.7 et LHQ682 LA.7, sans justifier de leur absence d'impact sur la représentativité de l'essai, alors que la gamme demande de vérifier qu'aucune alarme ne soit présente sur le matériel. L'essai a pourtant été considéré comme satisfaisant. Un cas similaire a été observé sur la gamme du dernier essai référencé LHT2 mis en œuvre sur le site. Je vous demande de veiller à la rigueur de renseignement des gammes lors du déroulement des essais périodiques. Pour les cas susmentionnés, vous m'informerez de votre analyse d'impact des alarmes présentes au moment des essais sur la représentativité de l'essai. Le cas échéant, vous justifierez le caractère satisfaisant de l'EP en prenant notamment en compte la condition de la fiche d'analyse d'acceptabilité des essais périodiques susmentionnés.
## A.3 Non-Respect À Deux Reprises De La Périodicité De Réalisation D'Un Essai Périodique, Requise Dans Le Chapitre Ix Des Rge.
Le 5 février 2012 vous aviez déclaré un évènement pour non réalisation d'un EP dans la périodicité de 4 ans requise dans le chapitre IX des RGE sur le système LHT. L'EP LHT 3000 aurait dû être réalisé entre le 1er avril 2009 et le 1er avril 2011. Il a finalement été réalisé le 3 février 2012.
Le 8 mars 2016 vous avez déclaré un nouvel évènement pour non réalisation du même EP LHT 3000 dans la périodicité de 4 ans requise dans le chapitre IX des RGE. Il aurait dû être réalisé entre le 1er avril 2013 et le 1er avril 2015. Il a finalement été réalisé le 3 mars 2016.
Je vous demande de mettre en place des mesures correctives pour que ce type de situation ne se reproduise pas. Dans votre réponse, vous veillerez à identifier les causes profondes des deux événements significatifs a priori similaires.
## A.4 Contrôle De La Bonne Réalisation Des Fiches De Suivi D'Action (Fsa)
Les inspecteurs ont examiné la bonne réalisation des engagements pris dans le cadre du compte-rendu d'un évènement significatif référencé RES-3-034-15. Un des engagements prévoyait la création de programmes de maintenance requis (PMRQ) pour contrôler la bonne fixation des câbles soumis à des températures élevées avant chaque démarrage sur les systèmes ARE, ASG, GCT,VVP et LLS1 et de leur associer la fiche de retour d'expérience (REX) de l'ESS. La fiche de suivi d'action (FSA) référencée 11679 et associée à cet engagement était à l'état clos le jour de l'inspection. Les inspecteurs ont relevé que bien que les PMRQ et la fiche REX aient été créés, les PMRQ consultés sur votre système d'information ne faisaient pas référence à la fiche REX et ne permettaient pas d'y accéder. La FSA ne peut donc être considérée comme à l'état clos à ce stade, une action restant à réaliser.
Je vous demande :
- d'associer la fiche REX aux PMRQ créés dans votre système d'information - de veiller à ne clore les FSA que lorsque l'ensemble des actions demandées sont effectivement mises en œuvre et ont fait l'objet d'un contrôle.
## B Compléments D'Information B.1 Conditions D'Essai De L'Ep Lht 2
Lors de l'examen de la gamme d'essai de l'EP LHT2, les inspecteurs ont remarqué que ni dans la gamme d'essai, ni dans la règle d'essai, n'était spécifié un niveau d'incertitude de mesure associée à la mesure du niveau de puissance électrique du système LHT. Cette mesure est par ailleurs associée à un critère de groupe A. Or la section 1 du chapitre IX des Règles générales d'exploitation (RGE) mentionne la nécessité de faire apparaitre l'incertitude associée à toute mesure à comparer à un critère de groupe A.
## Je Vous Demande :
- de vous positionner sur la nécessité de déclarer un événement significatif pour la sûreté sous critère 10, en raison d'un défaut d'application des RGE,
- de m'informer de l'incertitude de la chaine de mesure utilisée pour la vérification du niveau de puissance électrique de la TAC ;
- de vérifier le respect de ce critère lors des derniers essais périodiques du système LHT
en prenant en compte cette incertitude ;
- de vous positionner sur la disponibilité du système LHT au regard des analyses précédentes ;
## B.2 Problème De Couplage Du Système Lht Lors Du Démarrage
Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs que le système LHT prend en compte lors de sa mise en service automatique le niveau de tension mémorisé lors du dernier arrêt réalisé. Si le niveau de tension au redémarrage n'est pas cohérent avec le niveau de tension lors du dernier arrêt, le couplage ne peut pas se faire automatiquement. Cela a occasionné des problèmes lors des deux dernières occurrences de cet EP étant donné qu'il est réalisé une fois sur deux avec un couplage à 100% de charge et une fois sur deux avec un couplage à vide. Vos représentants ont par ailleurs expliqué que pour pallier cette particularité du système, les intervenants reconfigurent à présent la tension à la fin de chaque arrêt pour préparer l'essai suivant. Les inspecteurs considèrent que ces pratiques sont mises en œuvre afin d'assurer la réussite des EP dans le cadre du retour d'expérience mais qu'il est primordial pour les intérêts protégés que le système LHT soit configuré pour permettre un démarrage automatique en situation incidentelle/accidentelle. Je vous demande de me faire part de votre analyse sur l'impact des pratiques mises en œuvre sur la disponibilité du démarrage automatique du système LHT en situation incidentelle/accidentelle. Vous veillerez à identifier la configuration requise pour permettre ce démarrage automatique et à la mettre en œuvre à l'issue de chaque essai périodique.
## B.3 Etat Général Des Matériels
Lors de leur visite dans les bâtiments abritant le système LHQ du réacteur n° 4, les inspecteurs ont observé que l'état général des chemins de câbles était fortement dégradé notamment en toiture des bâtiments. Par ailleurs, ils ont relevé de la corrosion sur quelques tuyauteries et sur des supportages de tuyauteries. B.3.1 Je vous demande de me faire part de votre analyse sur la disponibilité des matériels présentant des traces de corrosion ou dont le câblage chemine sur des chemins de câbles fortement dégradés. Le cas échéant, vous veillerez à une remise en état des équipements concernés. Vous veillerez à mener cette analyse sur l'ensemble des locaux du site abritant les diesels de secours et leurs auxiliaires. Lors de cette même visite, les inspecteurs ont observé les points suivants :
- certaines grilles anti-volatiles, notamment celles protégeant le local abritant les tuyauteries d'échappement de gaz du diesel, étaient fortement dégradées ;
- les grilles anti-volatiles installées au niveau des ventilateurs en toiture ne semblent pas assurer une protection suffisante au niveau des courroies d'entraînement des ventilateurs ;
- la pompe de pré-graissage du diesel semblait présenter une fuite ; - quelques écrous de freinage apparaissaient manquants sur des brides de tuyauteries d'eau de refroidissement des matériels des diesels à proximité des pompes référencées 4LHQ310PO et 4LHQ311PO ;
- une vis installée sur une bride d'un manchon compensateur situé sur le circuit de refroidissement en toiture des bâtiments ne semblait pas dépasser suffisamment de l'écrou associé ce qui paraît ne pas respecter les règles de l'art de ce type de montage.
B.3.2 Je vous demande pour l'ensemble des points susmentionnés de me fournir votre analyse d'impact sur les intérêts protégés. Le cas échant, vous m'informerez des actions de remise en conformité associées et veillerez à ce que d'éventuels écarts similaires soient détectés et traités sur l'ensemble des matériels similaires du site. B.4 Simulation de la mise en œuvre de la consigne de conduite I-LHT 2 pour la réalimentation d'un tableau électrique secouru, par le diesel d'un autre réacteur L'après-midi, les inspecteurs se sont rendus en salle de conduite de la tranche 4 pour simuler la mise en œuvre de la consigne I LHT2 permettant la réalimentation d'un tableau électrique LH par un diesel d'une autre tranche. Le chargé de consignation et un rondier du réacteur n° 4 ont participé à cet exercice. L'exercice s'est déroulé de manière efficace et professionnelle. Vos représentants ont su prendre la mesure de l'objectif, identifier les actions, les matériels et les procédures à appliquer. Dans la mise en œuvre de la procédure, ils ont montré la rigueur et l'attitude interrogative nécessaires. Les inspecteurs ont cependant relevé que les intervenants n'avaient pas renseigné la fiche de relevé de l'annexe 1 de la consigne de conduite comme cela est demandé. Le déroulement de cet exercice amène par ailleurs les questionnements suivants :
- Quelles organisations humaine et matérielle sont prévues dans le cas du déclenchement d'un PUI2 amenant à mettre en œuvre cette consigne de conduite ?
- Comment seraient débloqués les portiques d'accès entre les réacteurs en cas de perte d'alimentation électrique sur le site ?
- Le réseau téléphonique du site serait-il disponible en cas de perte d'alimentation électrique sur le site ? Existe-t-il une procédure à suivre en cas de perte du réseau téléphonique interne ?
- La consigne I-LHT2 a été mise en œuvre à de nombreuses reprises en 2012 afin de tester les différentes configurations possibles. Est-il prévu de la mettre en œuvre de manière périodique pour l'entraînement des équipes ?
## Je Vous Demande D'Apporter Des Réponses Pour L'Ensemble Des Points Susmentionnés. C Observations C.1 Système D'Information
Les inspecteurs ont observé que lors de l'inspection, la recherche des documents dans votre système d'information dénommé SDIN présentait des difficultés.
## C.2 Changement D'Unité De Mesure Dans La Gamme Lht 2
Les inspecteurs ont remarqué que dans la gamme d'EP référencée LHT 2, la mesure de pression pouvait être faite en millimètre de mercure ou en millibar, suivant les cas. Bien qu'aucun écart n'ait été détecté lors de l'examen de la gamme renseignée, les inspecteurs relèvent que cela peut occasionner des erreurs dans le relevé et l'interprétation des mesures.
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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. 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.
La chef de division, Signée par Hélène HERON |
INSSN-OLS-2016-0377 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2017-001148 Orléans, le 10 janvier 2017 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité (CNPE) de SaintLaurent-des-Eaux B.P. 42 41220 SAINT LAURENT NOUAN
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Saint-Laurent A - INB n° 46 Inspection n° INSSN-OLS-2016-0377 du 8 décembre 2016 « Autorisations internes»
Réf. : Code de l'environnement, notamment ses articles L.592-19 et suivants, L.596-1 et suivants et L.557-46 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 8 décembre 2016 au sein des installations en démantèlement de Saint-Laurent A sur le thème « Autorisations internes».
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 8 décembre 2016 réalisée à l'INB no 46 (SLA) portait sur la mise en œuvre du système d'autorisations internes. Ces modalités sont prescrites par la décision de l'ASN n°2014-DC0426 du 15 avril 2014.
La matinée a été en partie consacrée à l'actualité récente de l'installation avec la poursuite de l'analyse de la chute d'un colis IP2, le lundi 5 décembre 2016, dans l'Installation de Découplage et de Transit (IDT) FA-MA. Cette analyse n'avait pas pu être entièrement finalisée lors de l'inspection réactive dédiée à cet incident l'après-midi du lundi 5 décembre 2016 et a donné lieu au recueil de données actualisées. Les demandes issues de cette partie de l'inspection seront énoncées dans la lettre de suite consacrée à l'inspection réactive du lundi 5 décembre 2016.
Les inspecteurs ont poursuivi leur inspection par l'analyse de l'organisation mise en place à Saint-Laurent A pour la mise en œuvre du processus de délivrance d'une autorisation interne. Ils ont examiné l'ensemble du processus tel qu'il est décliné et appliqué dans l'installation.
Les inspecteurs ont ensuite, sur la base du programme prévisionnel des autorisations, étudié plusieurs dossiers de modifications ayant fait l'objet d'une délivrance d'autorisation interne qu'ils ont complété par une visite de quelques locaux en lien avec ces dossiers.
Les inspecteurs ont constaté que la plupart des dossiers de demandes d'autorisation interne étaient élaborés et transmis par le centre de la Direction des Projets Déconstruction et Déchets (DP2D) à Lyon. Ils estiment que l'installation n'est pas suffisamment partie prenante dans le système de délivrance des autorisations internes et s'interrogent sur les moyens humains disponibles dédiés à l'équipe d'ingénierie de site.
Enfin, l'ensemble des dossiers de délivrance d'une autorisation interne examinés, bien que complets et instruits conformément aux attendus du processus mis en place dans votre installation, doivent faire l'objet d'une gestion encore plus rigoureuse et de quelques modifications.
## A. Demandes D'Actions Correctives Point D'Arrêt Dsi Rts
Les inspecteurs ont examiné les dossiers de suivi d'intervention (DSI) relatif à l'activité de vidange de la cuve n°70 réalisée en juin 2016, au retrait du terme sources (RTS) de SLA2 et à l'extraction des chemises graphites de la cellule MEC. Les DSI sont complétés par les prestataires en charge de ces opérations.
Ces dossiers mentionnent explicitement les étapes devant faire l'objet de points d'arrêts. Les inspecteurs ont constaté dans le dossier « RTS » que des étapes avaient été réalisées antérieurement à la validation du point d'arrêt de l'étape précédente. Par ailleurs, certaines dates de levée des points d'arrêt de ce dossier sont incohérentes avec la période de réalisation de l'activité (par exemple, levée d'un point d'arrêt en avril alors que l'activité a été réalisée en juin).
Demande A1 : à partir d'une analyse FOH approfondie des écarts susmentionnés, tant du point de vue des prestataires que des équipes de la Structure Déconstruction (SD), je vous demande de définir les actions nécessaires afin d'obtenir une gestion plus rigoureuse des dossiers de suivi d'intervention, en particulier s'agissant du respect des points d'arrêt. Vous me tiendrez informé des résultats de cette analyse et des actions retenues à sa suite.
## Relevé De Décision Du Cts
Les inspecteurs ont examiné l'ensemble des relevés de décision des comités techniques de sûreté (CTS). Ces CTS s'intègrent dans le processus d'autorisation interne mis en place par la DP2D pour le programme de déconstruction afin de valider localement l'ensemble des dossiers de sûreté de travaux détaillés lorsque ceux-ci restent conformes au référentiel de sûreté de l'installation.
La note d'organisation du CTS définit que chaque réunion du CTS « fait obligatoirement l'objet d'un relevé de décision réalisé dans les 48 heures. Le relevé de décision fait office de compte-rendu et est diffusé aux membres du CTS après validation par le président.
Le relevé de décision comporte :
- *le nom des participants,* - *l'ordre du jour,* - le relevé des débats, - *le contenu des décisions et des actions à mener en identifiant le nom du responsable et l'échéance,* - *lors de l'examen d'un dossier technique d'évaluations des risques (DTER) :*
o *l'analyse de la conformité au référentiel pour les opérations de déconstruction,*
o *la vérification de l'intégration dans le document des recommandations issues des avis du comité* sûreté déconstruction (CSD),
o *la validation ou non des documents examinés,*
o *les exigences qualité lorsqu'il y a un enjeu Sûreté Sécurité et Radioprotection. »*
Les inspecteurs ont constatés que les relevés de décision du CTS de SLA ne sont pas conformes aux items requis spécifiés ci-dessus. Notamment, les relevés de décision examinés ne précisent pas le relevés des débats et n'identifient pas les responsables et les échéances des actions à mener.
Demande A2 : je vous demande de veiller à remplir le modèle type de relevé de décision des CTS pour que le relevé soit conforme aux spécifications de la note d'organisation.
## Destinataire Du Programme D'Ai
Les inspecteurs ont constaté que la division de l'ASN d'Orléans ne faisait plus partie des destinataires du programme prévisionnel annuel du comité de sûreté déconstruction (CSD).
Demande A3 : je vous demande d'ajouter la division ASN d'Orléans à la liste des destinataires du programme prévisionnel annuel du CSD.
## B. Demande De Compléments D'Information Qualité Des Dossiers D'Autorisation
L'absence d'ingénierie suffisante sur le site de Saint Laurent A avait été relevée lors de l'inspection de revue de 2013 sur le thème du démantèlement. L'ASN avait alors retenu que les structures déconstruction comme celle de Saint Laurent A étaient dépourvues de compétences en ingénierie "opérationnelle". Il était apparu que cette mission exercée par la DP2D pouvait conduire à une prise en compte insuffisante des contraintes et des réalités du terrain, et à des délais parfois excessifs et en décalage avec l'avancement des opérations sur site.
Au vu des dossiers examinés et de ceux instruits par l'ASN en 2016, la situation ne semble pas avoir évolué. Les inspecteurs ont constaté que les dossiers de modification necessitant une compétence en ingénierie suffisante étaient essentiellement émis par la DP2D.
Les évolutions que vous avez définies (réponse à la demande EDF-A9 du CODEP-CAE2013-026969 du 22 mai 2013) se traduisaient par la mise en place sur le site d'un coordonnateur chargé de piloter l'ensemble des activités et une équipe d'ingénierie de site, chargée d'instruire les dossiers techniques confiés à la SD (ingénierie opérationnelle). Les inspecteurs constatent que le coordonnateur a bien été mis en place mais s'interrogent sur les moyens humains dédiés à l'ingénierie de site.
Demande B1 : je vous demande de me préciser les renforts en moyens humains dédiés à l'équipe d'ingénierie de site que vous vous étiez engagés à mettre en place à la suite de l'inspection de revue de 2013 sur le thème du démantèlement. Vous me préciserez comment et à quel moment cette équipe est sollicitée pour une bonne prise en compte des réalités de l'installation.
## C. Observations Mise À Jour De La Note Sur L'Organisation Du Système D'Ai Le Chef De La Division D'Orléans Signé Par : Pierre Boquel
C1 - Les inspecteurs ont noté positivement que vous affichiez devant chaque zone d'entreposage de l'installation la photographie de la zone telle qu'attendue.
C2 - Les inspecteurs ont noté que la note . « Organisation du système d'AI pour les opérations pour les opérations de déconstruction » ELDSN0700075, émise par le centre de DP2D, est à l'indice E du 12 février 2014 et sera mise à jour avec la décision ASN n°2014-DC-0426 du 15 avril 2014.
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.
Photographie des attendues de la zone d'entreposage |
INSSN-LYO-2016-0350 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 27/10/2016 N/Réf. : CODEP-LYO-2016-042818 Madame la Directrice du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin CNPE du Tricastin CS 40009 26131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX
CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire du Tricastin (INB n°87 et 88)
Inspection INSSN-LYO-2016-0350 du 17 octobre 2016 Thème : Organisation et moyens de crise Réf. : Code de l'environnement, notamment l'article L596-1 et suivants Référence à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2016-0350 Madame la Directrice, 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, à l'article L596-1 et suivants, une inspection courante a eu lieu le 17 octobre 2016 sur la centrale nucléaire du Tricastin, sur le thème
« organisation et moyens de crise ». 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 de la centrale nucléaire du Tricastin du 17 octobre 2016 avait pour objectif d'examiner l'organisation du site vis-à-vis de la gestion de crise. Les inspecteurs ont examiné l'organisation générale du site pour la gestion de crise. Ils ont également examiné l'organisation et le suivi de l'astreinte et de la formation, la planification des exercices, le suivi de la participation des agents à ces exercices, le suivi du retour d'expérience et la gestion de certains matériels mobiles utilisés en cas de mise en œuvre du plan d'urgence interne (PUI). Les inspecteurs ont également fait procéder à la réalisation d'un exercice de mise en situation de déploiement d'un matériel mobile utilisé en cas de PUI.
Au vu de cette inspection, les inspecteurs considèrent que l'organisation mise en œuvre sur la centrale nucléaire du Tricastin pour la gestion de crise est globalement satisfaisante. Ils estiment toutefois que le site doit impérativement progresser dans la mise en œuvre du matériel mobile qui a fait l'objet de l'exercice de mise en situation.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Un exercice simulé de mise en œuvre du matériel local de crise n°20 (MCL 20), à savoir la baie mobile dite « U5 » sur le réacteur 4, a été réalisé. Le scénario de l'exercice consistait à transporter la baie mobile U5 de son lieu de stockage (la salle de commande à 15 mètres du réacteur 2) vers son lieu d'utilisation
(la salle de commande à 15 mètres du réacteur 4) puis à la connecter à la chaîne de mesure de l'activité de la cheminée du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN).
Lors de l'exercice, il s'est avéré que la gamme utilisée par les opérateurs lors de l'exercice n'était pas au bon indice. Demande A1 : Je vous demande de vérifier que les gammes présentes dans les classeurs de crise sont à l'indice validé. Les inspecteurs ont consulté les essais périodiques (EP) réalisés sur le MLC n°20. Ils ont constaté que l'EP de mise en place de la baie n'avait pas été réalisé en 2015. Demande A2 : Je vous demande de vous assurer que les EP du MLC n°20 sont bien programmés annuellement dans votre outil de gestion des EP. Les inspecteurs ont consulté, par sondage, les carnets individuels de formation (CIF) des équipiers de crise participant à l'astreinte le jour de l'inspection. Ils ont constaté que l'équipier exerçant la fonction de « PCD 2 » n'avait pas effectué quatre formations obligatoires pour pouvoir être qualifié à assurer cette fonction L'équipier a été qualifié à compter du 1er janvier 2016 sans qu'aucune réserve ne soit mise à sa qualification.
Au cours de l'inspection, il s'est avéré que l'équipier avait effectué une de ces formations manquantes en septembre 2016, date postérieure à sa qualification. Mais, les trois autres n'étaient toujours pas réalisées.
Pour deux formations, il a été expliqué que l'équipier les suivrait en fin d'année sur le site du Tricastin.
Enfin, pour la dernière formation, il a été indiqué qu'elle devait être organisée par les services nationaux et n'était pour l'instant pas disponible. En attendant la disponibilité de cette formation, le site n'a pas mis en place d'équivalence ou de disposition compensatoire. Demande A3 : Je vous demande de vous assurer que l'ensemble du cursus obligatoire pour assurer le rôle d'équipier d'astreinte PUI a été suivi par les agents avant de les habiliter. Si des formations doivent être effectuées sous 6 mois, je vous demande d'assurer un suivi de leur réalisation effective et de l'indiquer en réserve à la qualification des équipiers. Demande A4 : Je vous demande de mettre en place des équivalences ou des dispositions compensatoires en cas d'indisponibilité momentanée d'une formation obligatoire à l'habilitation d'agents à l'astreinte PUI.
Les inspecteurs ont également constaté que la qualification d'un équipier exerçant la fonction « PCM
4.1 » datant de janvier 2014 indiquait qu'il était temporairement affecté à une équipe de renfort du tour d'astreinte « PCM 4.1 », la situation devant évoluer au 15 novembre 2014.
Or lors de l'inspection, la situation n'avait pas évolué. Il a été expliqué aux inspecteurs que le CNPE du Tricastin avait testé pour les tours d'astreinte « PCM 4.1 » et « PCM 4.3 » la mise en place de deux équipes en renfort. Ces équipes n'ont pas vocation à entrer dans le tour d'astreinte mais à remplacer ponctuellement les équipiers « PCM 4.1 » et « PCM 4.3 ». Le retour d'expérience étant positif, le CNPE
a décidé de pérenniser cette organisation. Demande A5 : Je vous demande de mettre en cohérence vos notes d'organisation des équipes d'astreinte et les fiches de qualification des équipiers avec l'organisation retenue sur le site. Les inspecteurs ont examiné les EP réalisés sur les camions PUI. Ils ont constaté que le délai de réparation des matériels indisponibles était de plusieurs mois. Durant cette indisponibilité, le matériel n'est pas remplacé ce qui a pour conséquence d'engendrer une situation dégradée. Demande A6 : Je vous demande de mettre en place une organisation permettant de disposer du matériel requis dans les camions PUI à tout moment. Les inspecteurs ont examiné les EP réalisés sur le matériel présent dans le bloc de sécurité (BDS). Ils ont constaté que l'absence de pile dans l'armoire basse du local n'avait pas été corrigée entre les deux essais périodiques, de même que l'absence de la moitié des appareils de radioprotection « DMC 200 GN ». Demande A6 : Je vous demande de mettre en conformité le matériel disponible au BDS avec les exigences requises.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Lors de l'exercice PUI, il a été constaté que l'ordinateur du MLC n°20 était branché en permanence.
Les inspecteurs s'interroge sur la pertinence de laisser brancher un tel appareil en permanence notamment par rapport au risque d'endommagement prématuré de l'ordinateur.
De plus, la gamme de mise en service de l'appareil ne prévoit pas un tel cas et les intervenants ne savent pas comment débuter les opérations dans le cas où l'ordinateur est déjà allumé. Demande B1 : Je vous demande de m'indiquer si le branchement en permanence du MLC n°20 est opportun et sans risque. Si vous considérez que le MLC n°20 peut être branché en permanence, je vous demande de modifier la gamme de mise en service de l'appareil pour prévoir une telle situation. Lors de l'examen des EP réalisés sur le matériel présent dans le BDS, vos représentants ont indiqué que suite au changement de l'entreprise prestataire et de sa qualification, la gamme de cet EP doit être rédigée par le nouveau prestataire.
De plus, lors de l'inspection, il a été indiqué aux inspecteurs que le nombre de compirmés d'iode du local PUI avait été revu et que la salle destinée aux prestataires avait changé de lieu. Demande B2 : Je vous demande lors de la révision de la gamme d'EP de prendre en compte les modifications récentes du matériel devant être disponible au BDS ainsi que les différents retours d'expérience sur les difficultés de remplissage de la gamme.
Lors de l'examen des EP, les inspecteurs n'ont pas pu avoir une information claire sur la validité des appareils de mesure de la radioprotection présents au BDS. Demande B3 : Je vous demande de me transmettre pour tous les appareils présents au BDS la date de leurs derniers contrôles.
## C. Observations 4 S.O
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois, sauf mention contraire. 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. Je vous prie d'agréer, Madame la Directrice, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division de Lyon de l'ASN
Signé par Olivier VEYRET |
INSSN-LYO-2016-0664 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 25 Novembre 2016 N/Réf. : CODEP-LYO-2016-046301
Madame le directeur général de la SOCATRI Route départementale 204 - BP 101 84503 BOLLENE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
SOCATRI - INB n°138 Identifiant de l'inspection : INSSN-LYO-2016-0664 du 13 octobre 2016 Thème : « Criticité »
Réf. : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V Madame le directeur général, 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 13 octobre 2016 au sein de l'installation SOCATRI (INB n°138) sur le thème « Criticité ».
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 13 octobre 2016 au sein de la Société Auxiliaire du Tricastin (SOCATRI - INB
no 138) portait sur le thème de la criticité. L'objectif de cette inspection était de vérifier que les engagements pris par l'exploitant à la suite de la précédente inspection, datant du 25 juin 2015 et portant sur le même thème, avaient bien été respectés, pris en compte et déclinés de manière opérationnelle dans les installations et auprès des personnels concernés. Pour cela, les inspecteurs ont examiné les supports de formation mis en œuvre, les consignes et modes opératoires mis à jour ainsi que les contrôles internes réalisés par l'exploitant. Les inspecteurs se sont également rendus sur le terrain afin d'apprécier la déclinaison et la mise en œuvre des fiches de suivi de la matière au sein des ateliers présentant un risque de criticité. Ils ont également pu interroger les opérateurs en charge de la saisie des matières fissiles dans le logiciel informatique (GFM).
Les inspecteurs considèrent que le niveau de maîtrise du risque de criticité à la SOCATRI est désormais satisfaisant. Les inspecteurs ont particulièrement apprécié la qualité des supports de la formation au risque de criticité, spécifique aux postes de travail, ainsi que la création d'un document passerelle permettant d'identifier clairement les exigences de criticité au sein des documents d'exploitation. Les inspecteurs ont également relevé positivement la prochaine création, dans l'INB no 138, d'un poste d'ingénieur qualifié en criticité afin notamment d'assurer le relai entre l'ingénieur criticien d'établissement et les équipes d'exploitation et d'apporter un soutien à l'exploitation. Enfin, l'exploitant a procédé à l'évacuation et au traitement des fûts de déchets de l'entreposage 14F. Les inspecteurs considèrent toutefois que l'exploitant devra s'assurer que les opérateurs sous-traitants, intervenant sur les installations, ont bien suivi la formation au risque de criticité spécifique aux postes de travail car, pour le moment, cette formation n'est dispensée qu'au personnel encadrant les opérateurs.
## A. Demandes D'Actions Correctives Formation Des Personnels Des Entreprises Extérieures
Du personnel d'entreprises extérieures est amené à intervenir sur de la matière fissile au sein de l'INB
no 138.
Le paragraphe 4.3.1 de l'arrêté du 20 novembre 2014 portant homologation de la décision n°2014-DC0462 de l'ASN du 7 octobre 2014 relative à la maîtrise du risque de criticité dans les INB précise d'une part que « les personnes intervenant dans des zones où des matières fissiles sont mises en œuvre reçoivent une sensibilisation au risque de criticité adaptée au niveau de risque de la zone de l'installation concernée » et d'autre part que « les personnes intervenant dans des opérations mettant en œuvre des matières fissiles reçoivent une formation qui explicite le risque de criticité de l'installation concernée et les dispositions à appliquer pour les maîtriser. Cette formation comporte autant que nécessaire une formation au risque de criticité spécifique aux postes de travail sur lesquels ces personnes interviennent ». Concernant la première formation (sensibilisation générale au risque de criticité), l'exploitant de la SOCATRI s'était engagé, à la suite de la précédente inspection, à intégrer l'exigence de suivre la formation criticité requise dans le cahier des charges des entreprises intervenantes. Cette formation est réalisée soit par un organisme extérieur soit par l'ICE de l'INB no 138.
Les inspecteurs ont vérifié ce point dans les cahiers des charges des entreprises et ont examiné par sondage des documents de suivi de formation afin de s'assurer que les personnels concernés ont bien reçu la formation. Ce point n'appelle pas de remarque. Concernant la deuxième formation (risque spécifique au poste de travail), elle est dispensée par l'ICE de l'INB no 138. Les inspecteurs ont examiné les supports de formation et en ont souligné la qualité. Il s'avère cependant que cette formation n'est dispensée qu'aux chefs d'équipes. Il leur appartient ensuite de former leurs opérateurs. La preuve que les opérateurs aient bien été formés n'a pas pu être présentée aux inspecteurs en séance. L'exploitant n'est donc pas en mesure de garantir que l'article 4.3.1 de la décision criticité est pleinement respecté pour les personnels des entreprises extérieures. Demande A1 : Je vous demande de vous assurer que les opérateurs des entreprises extérieures amenés à intervenir sur de la matière fissile au sein de l'INB no 138 ont bien été formés au risque de criticité spécifique aux postes de travail. Vous veillerez à disposer des éléments de preuve attestant de cette formation.
## Contrôles Interne De Premier Niveau (Cipn)
L'exploitant s'était engagé à réaliser un CIPN sur la bonne utilisation des fiches de suivi des matières fissiles mises en œuvre dans les ateliers. Les inspecteurs ont examiné le projet de compte-rendu du CIPN réalisé par l'ICE quelques jours avant l'inspection, le 5 octobre 2016. Ce compte-rendu fait état de certains manquements dans le remplissage des fiches de suivi des matières fissiles et propose des axes de progrès en vue, notamment, d'améliorer le caractère opérationnel des consignes. Les inspecteurs encouragent l'exploitant à poursuivre ce type de surveillance et à veiller à suivre la concrétisation des pistes d'amélioration dans la base « CONSTATS » de gestion des écarts. Pour leur part, les inspecteurs n'ont pas relevé d'écart dans le remplissage des fiches examinées au cours de l'inspection. Demande A2 : Je vous demande de poursuivre les actions de surveillance sur le thème de la criticité afin de veiller à la mise en œuvre exhaustive des consignes d'exploitation et la bonne utilisation des fiches de suivi des matières fissiles. Vous veillerez, conformément à vos procédures, à suivre les remarques et observations émanant de ces contrôles dans la base de données des écarts « CONSTATS ».
## Règles De Gestion Des Entreposages
Lors de leur visite des installations, les inspecteurs ont constaté la présence de bidons de 30 litres, à côté de fûts à crinolines, dans le local « 11DCRINO ». Le mode de contrôle de la criticité dans ce local est la géométrie des fûts à crinolines. Selon le référentiel de sûreté de l'installation, la matière fissile (uranium enrichi à plus de 1 % en isotope 235) présente dans ce local ne doit être contenue que dans ce type de fûts.
L'exploitant a répondu aux inspecteurs que la teneur en isotope 235 de l'uranium (235U) contenu dans ces bidons de 30 litres devait être inférieure à 1 % sans toutefois en apporter la preuve. Demande A3 : Je vous demande de me transmettre les documents permettant d'attester que les fûts de 30 litres en question ne contiennent pas d'uranium d'enrichissement en 235U supérieur à 1 %.
## Consignes D'Exploitation
Lors de leur visite de l'atelier de pulvérisation (19D), les inspecteurs ont constaté que la consigne d'exploitation référencée 19DU6C04139_C du 6 juin 2016, affichée localement, mentionnait que « exceptionnellement, pour certaines pièces, la valeur en uranium pouvait être celle issue de l'outil GFM et non celle issue de la fiche de contrôle entrée (FCE) ». Cette information est contradictoire avec la procédure 01XU6N00497_K relative aux modalités d'entrée et de sortie des matières nucléaires sur l'INB no 138. Les inspecteurs considèrent que cette notion peut être source de confusion pour l'opérateur. De plus, dans votre dossier de réponse à la prescription [138-REEX-08] faisant suite au réexamen de sûreté de l'INB no 138, vous avez indiqué que, pour le suivi de la masse d'uranium lors du traitement de pièces, la masse d'uranium prise en compte au titre de la maîtrise des risques est celle indiquée dans la FCE. Cette démarche permet d'assurer un suivi de la masse indépendant de la gestion des matières nucléaires et du logiciel GFM. Vous avez confirmé fin juin 2016 qu'elle était appliquée dans l'installation. Dans le cas où cette démarche n'est pas adoptée, le nombre de pièces pulvérisées simultanément est alors limité ; la seule déclinaison de cette règle prévue dans les RGE concerne les pièges à charbon actif en provenance de l'usine Georges Besse II préalablement vidés (au plus deux pièges dans l'atelier 19D). Demande A4 : Je vous demande de veiller à ce que les consignes d'exploitation soient conformes aux pratiques que vous avez prévues en réponse à la prescription [138-REEX-08].
## B. Demandes De Complements D'Information Création De Postes D'Ingénieurs Qualifiés En Criticité
À la suite de la précédente inspection, le site AREVA du Tricastin s'est engagé à renforcer ses compétences en matière de criticité. Cela se traduit notamment par la formation en cours de nouveaux ingénieurs criticiens d'établissement (ICE), pour tenir compte des mouvements de personnels, et par la création de postes d'ingénieurs qualifiés en criticité (IQC) au sein des INB concernées par le risque de criticité. Leur rôle sera d'assurer, entre autres, le relai entre les ICE et les équipes d'exploitation, d'accompagner la déclinaison des exigences opérationnelles ou encore d'assurer un conseil auprès des exploitants. Le déploiement des IQC au périmètre du site du Tricastin devrait être effectif d'ici la fin du 1er semestre de l'année 2017.
Les inspecteurs ont pu constater que la note d'organisation du département sûreté d'AREVA NC
Tricastin, référencée TRICASTIN-12-004462, avait été mise à jour en conséquence au 1er juin 2016. Les missions de l'IQC y figurent en annexe. Les inspecteurs ont relevé dans cette annexe que l'IQC avait également pour mission de valider les consignes de criticité au sein de leurs installations et de formuler des avis d'expert dans le cadre des modifications. Les inspecteurs ont demandé à l'exploitant s'il avait évalué l'impact de la création d'un poste d'IQC au sein de l'INB no 138 sur son organisation et son référentiel. L'exploitant a répondu qu'il estimait que cette modification organisationnelle n'avait pas de conséquence sur son référentiel sans toutefois en apporter la preuve en séance. Les inspecteurs considèrent que cet impact devra être évalué notamment au regard du chapitre 8 des règles générales d'exploitation (RGE) en vigueur qui décrit le rôle de l'actuel ICE et dans lequel il est décrit que l'ICE est chargé des analyses de risques de sûreté-criticité et de la validation des consignes relatives à la criticité, missions qui seront désormais confiées aux IQC. Demande B5 : Je vous demande de vous interroger sur l'impact de la création d'un poste d'IQC au sein de l'INB no 138 sur votre référentiel de sûreté et de me faire part de cette analyse.
## Consigne Relative À L'Utilisation Des Bidons Filtrants De 10 Litres
Les inspecteurs ont examiné la consigne 01XU6C04775_B du 10 octobre 2016 relative à l'utilisation exclusive des bidons filtrants de 10 L pour l'aspiration des dépôts d'uranium de teneur isotopique supérieure à 1% que l'exploitant s'était engagé à écrire à la suite de la précédente inspection. Il est en effet interdit d'aspirer de l'uranium d'isotopie supérieure à 1% dans des bidons filtrants de 30 et 50 L, ces équipements n'étant pas de géométrie sûre contrairement aux bidons filtrants de 10 L. A la lecture de cette consigne, les inspecteurs constatent que l'utilisation d'un bidon filtrant de 10 L nécessite de le connecter à un autre bidon filtrant de 50 L équipé d'une tête d'aspiration. La consigne précise seulement qu'il ne faut pas séparer les deux bidons filtrants.
Les inspecteurs s'interrogent sur la robustesse de ce dispositif et sur le risque de migration des matières fissiles aspirées, dans la capacité de 50 L, de géométrie non sûre. Ils considèrent que l'exploitant devra réfléchir à améliorer ce système d'aspiration afin de pouvoir garantir l'absence de risque de migration de la matière fissile d'une géométrie sûre à non sûre. Par ailleurs, ils sont surpris de constater que la consigne ne demande pas à l'opérateur de vérifier la conformité de l'appareil (montage correct des deux capacités) avant de l'utiliser. Demande B6 : Je vous demande de me transmettre la démonstration de sûreté de ce dispositif d'aspiration des dépôts d'uranium compte tenu du risque de migration de la matière fissile aspirée vers une capacité de géométrie non sûre. Dans l'attente de cette démonstration, je vous demande de veiller à ce que le montage correct des deux capacités (10 et 50 L) soit vérifié avant chaque utilisation.
## Réalisation D'Analyses Contradictoires
Une double analyse est obligatoire et systématique lorsque la concentration en uranium déclarée par l'expéditeur dans une tourie d'effluent est supérieure à 50 g/L.
4 A la suite de la précédente inspection, l'exploitant a demandé au laboratoire mutualisé du site du Tricastin de réaliser une analyse contradictoire en cas de concentration en uranium mesurée supérieure à 50 g/L. Il s'était également engagé à ce qu'un contrôle technique soit mis en place afin de s'assurer préalablement à la réception physique des touries dans la zone d'entreposage (56L), de la présence de deux bons d'analyse et du renseignement de la valeur la plus pénalisante dans le système de gestion des matières nucléaires. Ces dispositions ont été formalisées dans une consigne qui a été vue par les inspecteurs. Il s'agit de la consigne permanente référencée 56L D2 G02589_A. Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé dans cette consigne que la mesure devait être faite par deux techniques différentes. Dans la pratique, les inspecteurs ont constaté que l'opérateur en charge de la saisie du suivi matière dans GFM vérifiait bien la présence des deux bons d'analyse en préalable à la réception sur l'installation de touries d'effluents présentant une concentration en uranium supérieure à 50 g/L. En revanche, les inspecteurs n'ont pas pu vérifier que l'analyse contradictoire était réalisée par une technique de mesure différente comme le demande la consigne permanente référencée 56L D2 G02589_A. Sur ce point, les RGE (§ 3.6 du chapitre 8) indiquent de manière générique que les analyses sont réalisées « dans la mesure du possible » par deux techniques de mesure. Demande B7 : Je vous demande de m'expliciter à l'aide de quelles méthodes sont menées les analyses par le laboratoire mutualisé et de veiller que les consignes sur le sujet soient conformes avec le § 3.6 du chapitre 8 3.6 du chapitre 8 des RGE.
## Impact De L'Événement Significatif De Sûreté Déclaré Au Niveau De L'Atelier 19D
L'exploitant de la SOCATRI a déclaré à l'ASN, le 12 octobre 2016, un événement significatif impactant la maîtrise des risques de criticité. Une bâche mobile d'effluents a été transférée de l'atelier 19D vers l'atelier 47D sans que la teneur isotopique en uranium n'ait été vérifiée, tel que requis par les RGE en vigueur. La bâche transférée contenait de l'uranium enrichi à 4 % alors que le transfert prévu concernait une bâche de même type contenant de l'uranium dont l'analyse avait indiqué une teneur en 235U
inférieure à 1 % (confusion dans l'identification des deux bâches). Cet événement n'a pas eu de conséquence, le risque de criticité restant maîtrisé du fait d'une masse en uranium contenue dans la bâche (moins de 100 g, concentration en uranium de 170 mg/L) très inférieure à la masse sûre. Les inspecteurs ont profité de leur visite de terrain pour aller voir cet atelier et comprendre les circonstances de l'événement. Ils ont pu constater que l'exploitant avait immédiatement mis en œuvre des mesures correctives afin d'éviter le renouvellement de cet écart. Si le non-respect des règles d'exploitation de l'atelier 19D est avéré, les inspecteurs se sont interrogés sur l'impact de cet événement sur l'atelier récepteur, le 47D (zone d'entreposage des effluents) dont les exigences d'entrée n'ont pas non plus été respectées (concentration maximale en uranium des effluents de 50 mg/L en cas de teneur en 235U de l'uranium supérieure à 1%). Ils considèrent que ce point devra être analysé dans le compte-rendu de l'événement. Demande B8 : Je vous demande de veiller à analyser les conséquences de cet événement au niveau de l'atelier 47D et de prendre, le cas échéant les mesures correctives idoines.
## C. Observations Traçabilité En Matière De Modification Des Modes Opératoires
Les inspecteurs ont examiné des fiches de prise en compte des modifications de documentation opérationnelle. L'exploitant de la SOCATRI s'était en effet engagé à mettre en œuvre de telles fiches en cas de modification significative de documents opératoires. Les fiches sont émargées par les personnels informés de la modification. C9. Les inspecteurs regrettent que ces fiches ne mentionnent pas la date ni l'indice de la documentation concernée par la modification.
## Définition Des Limites Opérationnelles De Sûreté-Criticité De L'Inb No 138 6
Les inspecteurs ont relevé que l'exploitant avait mis en œuvre sur les installations l'instruction référencée 01XU6G04787 intitulée « définition des limites opérationnelle de sûreté-criticité », à la version B en date du 12 juillet 2016. Ce document est d'ailleurs appelé dans les cahiers des charges techniques des entreprises sous-traitantes mentionnées dans le cadre de la demande A1 de la présente lettre. C10. Les inspecteurs ont alerté l'exploitant sur le fait que la version « AB » du document était en cours d'instruction par l'ASN et son appui technique dans le cadre du respect de la prescription [138-REEX-08] issue du réexamen de sûreté de l'INB no 138. Sans préjuger des conclusions de cette instruction, il n'est pas exclu que des limites figurant dans ce document soit amenées à évoluer suite à cette instruction.
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 également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Madame le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division de Lyon de l'ASN
Signé par Richard ESCOFFIER
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INSSN-OLS-2016-0563 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2016-039001 Le délégué territorial Orléans, le 07 octobre 2016 Monsieur le Directeur CIS bio international INB 29 RD 306 BP 32 91192 GIF SUR YVETTE Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CIS Bio international - INB no29 Inspection n° INSSN-OLS-2016-0563 du 21 septembre 2016 « Gestion des déchets »
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 21 septembre 2016 au sein de l'INB n°29 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection a porté sur la gestion des déchets de l'installation, principalement les déchets nucléaires, et du zonage déchets.
Après un point des faits marquants récents sur ce thème, les inspecteurs ont abordé les rôles et responsabilités des différents acteurs, les caractéristiques des déchets produits, les dispositions de collecte dans l'installation, d'entreposage et d'évacuation, les dispositions de respect du zonage déchets et des documents afférents, le traitement des écarts en lien avec le thème de l'inspection, les actions de contrôle interne de 2ème niveau et de formation. Les principaux lieux d'entreposage et plusieurs laboratoires du contrôle qualité ont été visités.
Ces aspects ont été examinés au regard de la réglementation, du référentiel de l'installation, mais aussi de certaines prescriptions de la décision de l'ASN n° 2016-DC-0542 du 16 février 2016 suite au réexamen de sûreté.
Les inspecteurs ont constaté favorablement la reprise depuis cet été des évacuations des déchets TFA, les efforts de rangement des entreposages et l'amélioration des zonages radioprotection à proximité des entreposages.
Cependant la gestion des déchets reste marquée par la présence de déchets nucléaires en dépassement des durées d'entreposage fixées et dont, pour partie, l'évacuation nécessite des opérations, en vue de leur colisage final et/ou de leur caractérisation, qui doivent être menées dans un cadre organisationnel et de planification rigoureux.
En particulier l'accumulation de déchets dans l'installation en attente de leur conditionnement et de leur évacuation a induit la création de nouveaux entreposages. Ces créations n'ont pas été correctement gérées, notamment du point de vue réglementaire.
Les inventaires des déchets présents sur les entreposages s'avèrent imprécis et incomplets. Ces inventaires doivent être consolidés.
La gestion du plan de zonage déchets est insuffisante dans le suivi du zonage et dans les dispositions opérationnelles aux interfaces entre zones à déchets nucléaires et zones à déchets conventionnels, comme le montre le retour d'expérience en matière d'écarts ou d'événements de contamination et des constatations lors de précédentes inspections.
Ces constats sont en grande partie récurrents. Le rétablissement d'une situation normale en matière de gestion des déchets et du zonage déchets nécessite la mise en œuvre de plans d'actions qui prennent en compte les contraintes et impératifs de chaque secteur de l'installation concerné et assurent une transversalité adaptée du fonctionnement de l'organisation.
Cette situation n'est pas acceptable et une action déterminée assortie de moyens à la hauteur des actions à accomplir doit être conduite pour y remédier.
## A. Demandes D'Actions Correctives Entreposages Des Déchets
Lors de la visite des entreposages de déchets, les inspecteurs ont constaté que l'encombrement du parc à fûts du bâtiment 539 et dans une moindre mesure de l'entreposage des déchets TFA était nettement moins important que lors de visites précédentes. Cependant, au cours de la visite, les inspecteurs ont constaté qu'un nouvel entreposage de déchets TFA avait été créé sous une tente. Il s'agit, selon vos indications, d'un entreposage de colis de déchets prêts pour leur évacuation.
Je constate que cet entreposage, en place selon vos indications depuis le courant 2015, non répertorié dans la liste des zones d'entreposage des déchets de l'installation, n'a fait l'objet d'aucune demande d'autorisation de l'ASN, ni même d'information par quelque voie que ce soit.
J'ai bien noté que vous aviez repris depuis cet été les évacuations de déchets TFA au CIRES à un rythme qui devrait vous conduire à une réduction notable des déchets prêts pour évacuation entreposés dans l'installation. Ces évacuations devraient permettre de retrouver dans l'entreposage permanent de déchets TFA du local 555B une capacité suffisante d'entreposage dans un rythme normal de production et d'évacuation. En conséquence, dans le cadre d'une gestion optimisée des déchets TFA de l'installation, je considère que l'entreposage sous la tente ne peut être considéré pérenne.
Vous entreposez, dans une partie de la pièce 013B du sous-sol de l'aile G du bâtiment 549, des fûts de déchets qui contiennent des résidus d'échantillons de contrôles de qualité réalisés sur les générateurs de technétium fabriqués dans les laboratoires 4 et 5. Les déchets de ces fûts doivent être triés et conditionnés à l'atelier de décontamination avant de pouvoir être évacués vers un exutoire.
Vous avez indiqué que la gestion actuelle de ces déchets ne permettrait pas, a priori, de résorber le besoin de cet entreposage, car un flux permanent de ces déchets est prévu.
Je constate que cet entreposage, non répertorié dans la liste des zones d'entreposage des déchets de l'installation, ne satisfait pas à la prescription INB29-48 de la décision de l'ASN n° 2016- DC-0542 du 16 février 2016 qui demande l'évacuation de tous les déchets et matériels divers, entreposés dans les sous-sols du bâtiment 549, à échéance du 31 juillet 2016. Je constate également que cet entreposage ne dispose pas d'une consigne d'exploitation et n'a pas fait l'objet d'une analyse de sûreté.
Demande A1 : je vous demande, pour l'entreposage des déchets TFA sous tente, de me transmettre sous un mois une demande d'autorisation temporaire en application de l'article 26 du décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007, assortie d'une analyse de sûreté de cet entreposage et précisant l'échéance de sa fin d'utilisation. Vous joindrez à la demande l'inventaire des déchets entreposés (activités et contenants).
Demande A2 : je vous demande, **pour l'entreposage situé en pièce 013B du sous-sol de**
l'aile G et à défaut de pouvoir évacuer rapidement les déchets, de me transmettre sous 1 mois une demande d'autorisation, en application de l'article 26 du décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007, pour le déplacer dans une zone admissible de l'installation. Votre demande sera assortie d'une analyse de sûreté de cet entreposage. Vous joindrez à la demande une consigne d'exploitation de l'entreposage et l'inventaire des déchets entreposés (activités et contenants).
## Autres Déchets En Sous-Sols Du Bâtiment 549
Après diverses opérations de rangements dans les sous-sols du bâtiment 549, vous avez présenté un état au 31 juillet 2016 de ces rangements dans votre rapport en réponse à la prescription INB29-48 de la décision ASN n° 2016-DC-0542 du 16 février 2016. Des déchets résiduels restent à évacuer.
Vous avez indiqué que les déchets présents dans les pièces 013B (déchets de chantier) et 019C
devaient être traités à l'atelier de décontamination (ADEC) pour tri et reconditionnement.
Demande A3 : je vous demande d'évacuer rapidement ces déchets. Vous m'indiquerez les échéances des évacuations de ces déchets des sous-sols et de leurs traitements dans l'ADEC.
## Inventaires Des Déchets Nucléaires
Vous avez présenté le suivi des colis de déchets entreposés sur les parcs 10E, 11E et à l'arrière du bâtiment 557. Ce suivi se rapporte exclusivement aux générateurs de technétium, en retour des clients, qui sont entreposés pour décroissance avant leur démantèlement dans un autre de vos établissements.
Ce suivi s'avère approprié à une gestion opérationnelle des mouvements de générateurs en vue de leur démantèlement. Il ne donne pas d'information sur l'inventaire radiologique entreposé ni sur la localisation des colis entre ces 3 entreposages.
D'autre part, pour les parcs 10E et 11E, les générateurs ne sont pas les seuls colis de déchets entreposés. Globalement, il n'y a pas d'inventaires donnant les caractéristiques radiologiques des déchets entreposés sur les trois zones précitées.
Je vous rappelle que l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base dispose, dans son article 6.5, qu'une comptabilité précise des déchets produits et entreposés dans l'installation, précisant en particulier leur nature, caractéristiques, quantités et localisation, doit être tenue à jour. Demande A4 : je vous demande de mettre en place des inventaires pour chacun des entreposages qui prennent en compte l'ensemble des déchets entreposés, leurs caractéristiques et leurs activités, conformément aux dispositions de l'article 6.5 de l'arrêté du 7 février 2012.
Vous avez également présenté l'inventaire des colis entreposés dans le parc à fûts et dans le parc TFA.
Globalement, pour l'ensemble des inventaires consultés, il n'y a pas d'évaluation des activités globales entreposées ni de comparaison de ces activités aux activités maximales autorisées, définies dans les RGE.
Pourtant, l'ajout d'une fonctionnalité de calcul pour chaque entreposage des activités entreposées et de comparaison aux activités autorisées est apparu simple à créer.
Demande A5 : je vous demande de mettre en place pour chacun des entreposages le moyen de connaître en permanence les activités entreposées et de vous assurer du respect des activités autorisées. Vous m'indiquerez le moyen mis en place.
## Durées D'Entreposage Des Déchets
Je vous rappelle que les RGE de l'installation, dans son chapitre 0, fixe des durées maximales d'entreposage des déchets nucléaires de 1 an ou 2 ans, selon leur nature, sauf exception soumise à autorisation de l'ASN.
La prescription INB29-47 de la décision de l'ASN n° 2016-DC-0542 du 16 février 2016 limite la durée d'entreposage des déchets dans le parc à fûts à 2 ans.
Suivant les constatations faites en séance, le respect de ces prescriptions n'est pas effectif. Vous aviez, pour le cas particulier du parc à fûts, fait un bilan de la situation au 31 juillet 2016 dans votre rapport de réponse à la prescription INB29-47. Ce bilan mettait en exergue des durées d'entreposage longues. La situation a peu évolué depuis.
Pour le cas des déchets au strontium 90, entreposés dans le parc à fûts du bâtiment 539 et dans l'aile F du bâtiment 549, qui ne peuvent être évacués en raison de manques de caractérisation, vous avez défini un nouveau plan d'actions de durée longue pour évaluer l'activité de ces déchets en vue de leur évacuation à terme à l'ANDRA. Ce plan d'actions fait l'objet d'indicateurs de suivi d'avancement.
Pour les autres déchets, les inspecteurs ont noté que la poursuite des évacuations de déchets vers les exutoires de l'ANDRA, relancées cet été pour le cas des déchets TFA, nécessitait des actions de finalisation, de conditionnement et de caractérisation des divers types de déchets, moyennant des opérations telles qu'indiquées dans ce qui suit.
Des fûts de déchets TFA comportent un vide en partie supérieure. Ce vide devra être rempli avec du sable. Les inspecteurs, au cours de la visite du parc à fûts, ont constaté que la cabine pour remplissage de sable n'était pas opérationnelle car utilisée pour entreposer des conteneurs de liquides de broyage de flacons de verre. Le traitement de ces liquides doit être précisé avant mise en œuvre.
Des fûts de déchets FA entreposés au parc à fûts devront être reconditionnés pour répondre aux nouvelles spécifications de prise en charge à l'INB72. Ce reconditionnement devra être réalisé dans l'atelier de décontamination.
Des bonbonnes d'effluents acides doivent faire l'objet d'une demande préalable d'acception à l'ANDRA et de prélèvement préalables.
L'évacuation de filtres usagés nécessite le remplissage complet d'un caisson de 10 m3, actuellement au ¾ plein de filtres. Ce complément de remplissage doit se faire dans la zone arrière du bâtiment 549.
Comme vu par ailleurs, vous devez traiter dans l'atelier de décontamination des déchets qui restent à évacuer des sous-sols du bâtiment 549 (déchets des pièces 013B et 019B). Vous devez également prendre en compte à l'atelier de décontamination des déchets au technétium entreposés dans la pièce 013B.
Vous avez indiqué, en réponse à l'inspection du 16 juin 2016, que vous prévoyez avant la fin de l'année une campagne de traitement de 13 fûts contenant de l'iode 131 actuellement entreposés en zone arrière du bâtiment 549.
L'enveloppe métallique du filtre dit parapluie, entreposée sur une aire extérieure depuis plusieurs années, devra être reconfigurée pour pouvoir être prise en charge par l'exutoire de l'ANDRA. Les opérations à effectuer nécessitent des manutentions et opérations lourdes dans un espace assurant un confinement adapté. Ces opérations ne sont pas précisément définies.
Pour tous ces traitements qui participent à la bonne gestion des durées d'entreposage et qui, outre le service de gestion des déchets, sollicitent fortement l'atelier de décontamination ou la zone arrière, vous avez indiqué quelques perspectives d'échéances d'opérations, voire d'évacuations qui ne sont pas apparues résulter d'une planification d'ensemble des activités de l'installation avec prise en compte des priorités, moyens et coactivités. Ces perspectives doivent être consolidées.
Demande A6 : je vous demande d'établir un plan d'action, issu d'une concertation interne appropriée entre les différents secteurs de l'installation concernés, qui permette une planification fiable des opérations et évacuations à réaliser. Vous veillerez à prendre en compte dans ce plan d'action les éventuelles autres opérations qui n'auraient pas été examinées au cours de l'inspection. Vous me transmettrez ce plan d'action.
## Zonage Déchets
A la consultation du fichier des écarts, les inspecteurs ont constaté sur l'année écoulée plusieurs écarts de contamination de locaux classés en zones non contaminantes. Il s'agit notamment de deux écarts qui ont concerné le laboratoire 1430 et deux écarts qui ont concerné le hall de conditionnement des générateurs Tekcis.
Ces écarts mettent en évidence une problématique de gestion des interfaces entre zones contaminantes (ou à déchets nucléaires) et zones non contaminantes (ou à déchets conventionnels) lors de la sortie d'objets, de matériels ou de personnels. Vous avez indiqué que les écarts dans le hall des générateurs Tekcis étaient dus à des générateurs contaminés et qu'il s'agissait de situations potentiellement attendues.
D'une manière générale, cette problématique de gestion d'interfaces avait déjà été mise en exergue lors de l'événement significatif du 5 février 2015 avec la contamination du hall d'expédition provenant de la zone arrière de la chaîne de production des générateurs Tekcis. Les inspecteurs ont constaté, au cours de la visite, que les actions définies dans l'analyse de l'événement, à mettre en œuvre en local, n'étaient pas complètement réalisées : le mode opératoire d'entrée et de sortie de matériel au niveau du sas matériel n'est pas affiché, la matérialisation du saut de zone au sol n'a pas été réalisée ; il a semblé d'ailleurs que le principe de matérialisation au sol ne soit pas défini. Un groupe de travail devait être lancé pour prendre en compte le retour d'expérience de cet événement au niveau des sas homologues de l'installation. Ce groupe de travail ne s'est pas réuni. Force a été de constater lors des inspections du 14 juin 2016 et du 17 septembre 2016 que la gestion de l'interface du sas 121 ne permettait pas d'éviter des transferts de contamination dans la zone non contaminante en sortie, que les conditions de contrôle radiologique de cette zone devaient être précisées et que l'interface n'était pas clairement matérialisée.
Vous aviez élaboré en 2011 une note visant à définir les processus de contrôle des matériels, échantillons et déchets issus des zones à déchets nucléaires à leur sortie de ces zones. Les processus définis devaient concourir à la robustesse de la gestion des interfaces en sortie de zones à déchets nucléaires pour éviter des transferts de contamination vers les zones non contaminantes. Cette note visait à pallier le manque de spécification formalisée et à donner un cadre harmonisé et robuste à ces processus de contrôle. Vous nous avez annoncé à plusieurs reprises la mise à jour de la note. Cette action n'est toujours pas finalisée, la note n'est pas déclinée.
La prise en compte des différents écarts et événements précités dans les fiches de zonage ou de vie des locaux concernés n'a pas été examinée par vos services.
Au vu des écarts dans le hall d'expédition Tekcis, la pertinence de la fiche de zonage du local est à examiner, notamment en termes d'opérations attendues pouvant conduire à un zonage opérationnel.
Tel que vu par les inspecteurs dans plusieurs laboratoires (laboratoires 1430 et 1423) le balisage au sol des poubelles de déchets nucléaires, identifiées en points à risques, n'est pas réalisé et ne respecte pas en cela l'étude du zonage déchets.
Demande A7 : je vous demande de définir un plan d'action, s'appuyant sur le retour d'expérience des écarts et événements, pour définir et mettre en place des dispositions robustes de gestion des interfaces de sortie des zones à déchets nucléaires. Vous me transmettrez ce plan d'action.
Demande A8 : je vous demande de mettre en place une gestion robuste des plans de zonage déchets et des fiches afférentes. Cette gestion doit prendre notamment en compte la mise en oeuvre de zonages opérationnels lorsque nécessaire, qu'ils soient ponctuels ou répétitifs, le renseignement des fiches de zonage par rapport aux zonages opérationnels et à tout événement ou écart le justifiant, le renseignement du bilan annuel de la gestion des déchets sur les évolutions de zonage. Vous mettrez en place une revue interne à périodicité au moins annuelle du plan de zonage et des fiches afférentes. Vous m'indiquerez les dispositions organisationnelles prises pour satisfaire cette demande. Vous me transmettrez les fiches de zonage qui nécessitent une mise à jour.
## Bilan Annuel De La Gestion Des Déchets
Le bilan annuel de la gestion des déchets doit être transmis à l'ASN au plus tard le 30 juin de l'année suivante, conformément à l'article 6.6 de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base.
Vous n'avez pas transmis le bilan pour l'année 2014. Vous n'avez pas élaboré le bilan de l'année 2015.
Demande A9 : je vous demande de me transmettre les bilans de la gestion des déchets des années 2014 et 2015, conformément à l'article 6.6 de l'arrêté du 7 février 2012.
## Contrôles Radiologiques Des Zones D'Entreposage Des Déchets Nucléaires
A la suite de l'inspection du 14 mai 2014 vous deviez mettre à jour la procédure de contrôle radiologique des entreposages de déchets nucléaires. Cette action n'a pas été réalisée.
Demande A10 : je vous réitère ma demande de révision de la procédure de contrôle radiologique des entreposages de déchets nucléaires et vous demande de me transmettre cette procédure une fois révisée.
## Dépression En Zone Arrière De L'Aile I
Lors de la visite des locaux de l'aile I du bâtiment 549, les inspecteurs ont constaté que la dépression dans le sas de sortie des matériels de la zone arrière de l'aile I (sas 140D) n'était pas conforme. Cette dépression était de 25 Pa pour une valeur requise comprise en 40 et 60 Pa, suivant les RGE.
Demande A11 : je vous demande de corriger la dépression du sas 140D et d'analyser l'impact de l'écart constaté et sa déclarabilité. Vous m'indiquerez votre analyse.
## Mise À Jour Des Rge
L'accord exprès de l'ASN du 4 mai 2016, dont vous aviez accepté les réserves par lettre du 10 juin 2016, portait sur la mise à jour des RGE de l'installation pour y spécifier la présence potentielle de certains radioéléments dans les bâtiments 549 et 539 et pour y indiquer les règles de gestion de l'uranium appauvri mobilisable. Cette mise à jour des RGE n'a toujours pas été transmise.
Demande A12 : je vous demande de transmettre les éléments de mise à jour des RGE.
## Formations
Dans le cadre de votre réponse à la prescription INB29-41 de la décision ASN n° 2016-DC-
0542 du 16 février 2016, vous avez redéfini les limites du zonage radiologique à proximité, en particulier, d'aires d'entreposages de déchets. Ces limites constituent les interfaces avec les zones non réglementées.
Pour la suite, il est prévu que les mouvements dans ces aires d'entreposage fassent l'objet de contrôles de radioprotection de 1er niveau pour vérifier le respect des limites de zones. La mise en place de cette disposition annoncée pour fin septembre 2016 doit s'accompagner de la formation des personnels des équipes en charge de gérer les mouvements dans les aires d'entreposage à la réalisation des contrôles. Ces formations devaient être réalisées pour fin septembre 2016.
Vous avez indiqué aux inspecteurs que ces formations n'étaient pas initiées. Demande B1 : je vous demande de m'indiquer les suites que vous donnez aux dispositions que vous aviez annoncées. En particulier vous indiquerez quelles dispositions de contrôle de radioprotection de 1er niveau des mouvements sur les aires d'entreposage sont réalisées.
## Contrôles D'Ambiance En Sous-Sol De La Chaîne Tha
Vous avez détecté, en avril 2016, dans un local du sous-sol de la chaîne THA, un point chaud
(débit de dose ponctuellement important au regard du zonage radioprotection du local) au niveau de la tuyauterie qui traverse ce sous-sol. Ce point chaud a été détecté lors d'un contrôle spécifique à la faveur d'une intervention dans le local. Il a fait l'objet d'un traitement adapté.
Néanmoins, la balise de mesure d'irradiation qui contrôle en permanence le local n'a pas contribué à une information préalable sur la présence de ce point chaud. En particulier, le seuil d'alerte n'a pas été atteint. Cette constatation amène à s'interroger sur l'optimisation de l'implantation de la balise dans le local.
Demande B2 : je vous demande d'analyser la pertinence du positionnement de la balise d'irradiation dans le sous-sol de la chaîne THA au regard des localisations potentielles les plus probables de sources d'irradiation anormale dans le local. Vous me ferez part de vos conclusions.
## Gerbage Des Fûts De Déchets Tfa
Les fûts de déchets TFA entreposés sous tente étaient pour certains gerbés sur 2 niveaux.
Néanmoins, la consigne d'exploitation affichée prévoyait la possibilité d'un gerbage des fûts sur 3 niveaux. Pour le parc à fûts du bâtiment 539, votre étude en réponse à la prescription INB29-46 de la décision ASN n° 2016-DC-0542 du 16 février 2016 concluait que les fûts ne seront gerbés que sur 2 niveaux maximum.
Demande B3 : je vous demande de vous positionner sur les conditions de gerbage des fûts TFA dans leurs différentes zones d'entreposage.
## 9 C. Observations
C1 : Les inspecteurs ont noté que l'entreposage d'huiles usagées sur l'aire 10E n'était plus nécessaire dans le cadre de votre gestion actuelle des huiles. Les bidons d'huiles actuellement entreposés seront évacués.
C2 : Lors de la visite du laboratoire 1423 dans les ailes DE du bâtiment 549, les inspecteurs ont constaté que des fuites d'eaux pluviales venant du toit, au niveau d'un ancien conduit de gouttière, étaient collectées dans des bidons au sol dont l'un portait un trèfle jaune. Vu l'état du sol, des écoulements s'y sont répandus par le passé. Cette tenue du laboratoire n'est pas satisfaisante, il convient de remédier à ces fuites. La destination des eaux recueillies doit être précisée eu égard à la signalétique présente sur un des bidons.
C3 : Lors de la visite du local d'entreposage de produits chimiques 28E, les inspecteurs ont constaté que le tableau des compatibilités entre produits, affiché à l'entrée, était établi avec des pictogrammes anciens. Les produits entreposés étaient cependant signalés par les pictogrammes en vigueur. Une actualisation du tableau est opportune pour éviter tout risque de confusion.
##
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, à l'exception des demandes A1 et A2 pour lesquelles le délai est fixé à 1 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. J'attacherai une attention particulière à la qualité de vos réponses.
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 délégué territorial de l'ASN
Signé par : Jérôme GOELLNER |
INSSN-CAE-2016-0287 |
DIVISION DE CAEN
Hérouville-Saint-Clair, le 16 janvier 2017 N/Réf. : CODEP-CAE-2017-001811 **Monsieur le Directeur**
du CNPE de Penly BP 854 76 370 NEUVILLE-LES-DIEPPE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection n° INSSN-CAE-2016-0287 du 4 octobre 2016.
Première barrière Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Directive interne DI 121 indice 1 : FME propreté des matériels et circuit - exclusion des corps ou produits étrangers - traitement des corps migrants.
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 4 octobre 2016 au CNPE de Penly sur le thème de la première barrière 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
10, boulevard du général Vanier - CS 60040 - 14006 Caen cedex Téléphone 02 50 01 85 00 - Fax 02 50 01 85 08 RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
L'inspection du 4 octobre 2016 a concerné l'organisation et les moyens mis en place sur le site de Penly pour la protection de la première barrière. Les inspecteurs ont examiné dans un premier temps l'organisation générale mise en place. Ils ont ensuite examiné, par sondage, les actions et les moyens mis en œuvre pour protéger la première barrière, notamment en ce qui concerne le processus d'exclusion de corps migrants (Foreign Material Exclusion (FME)) dans le circuit primaire. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour la protection de la première barrière apparaît satisfaisante. Toutefois, l'exploitant devra améliorer la gestion des zones à risque FME pour ce qui concerne la signalisation des interventions.
www.asn.fr
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Signalisation Des Chantiers À Risque Fme
La directive interne (DI) n° 121, en référence [2], prévoit que, pour les chantiers à risque FME, une signalisation indique la présence de ce risque, ainsi que son importance, qui peut être « standard » ou
« élevée ». Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté que, si la présence d'un risque FME était convenablement signalée, il n'était pas toujours possible de comprendre si ce risque était « standard » ou « élevé ». Je vous demande de garantir que pour chaque chantier à risque FME, un affichage sans ambigüité indique si le risque FME est « standard » ou « élevé ».
## A.2 Fiches Saphir
Le site de Penly dispose d'une note de déclinaison locale de la DI 121 référencée D5039-SPE.196 du 3 septembre 2015. Celle-ci présente des critères indiquant si la détection d'un corps migrant doit être déclarée dans l'application SAPHIR, qui permet la constitution d'un retour d'expérience sur l'ensemble des centrales électronucléaires d'EDF. Cependant, la directive DI 121 en référence [2], prévoit que tout corps migrant détecté doit être mémorisé dans l'application SAPHIR. La note D5039-SPE.196 est donc en écart sur ce point par rapport à la DI 121. Je vous demande de mettre la note de déclinaison locale de la DI 121 en cohérence avec la DI 121, en indiquant que tout corps migrant détecté doit faire l'objet d'une mémorisation dans l'application SAPHIR.
## B Compléments D'Information B.1 Différence De Traitement Des Corps Migrants Selon Leur Type
Vous distinguez les corps migrants en deux catégories :
- les corps étrangers, qui sont ceux introduits notamment lors des chantiers ayant lieu lors des arrêts pour rechargement ;
- les corps migrants endogènes, qui sont notamment ceux issus des assemblages de combustible qui peuvent s'abîmer en cours de cycle.
La DI 121 ne prévoit pas de différence quant à la détection et au traitement des corps migrants selon que ces corps sont étrangers ou endogènes. Or, sur le site de Penly, deux services ont en charge le suivi des corps migrants selon leur catégorie.
Je vous demande de vous positionner sur les différences éventuelles de traitement vis-à-vis des corps migrants, selon qu'ils sont endogènes ou étrangers, en particulier en ce qui concerne les analyses de nocivité - ou de non-nocivité - et de remontée du retour d'expérience vers le parc nucléaire.
## B.2 Liste Des Chantiers À Risque Fme Standard
Les inspecteurs ont relevé qu'il n'existe pas de liste des chantiers à risque FME standard en particulier pendant les arrêts de réacteurs. Les inspecteurs considèrent que le fait de lister ce type de chantiers pourrait être utile à la gestion des stocks de matériels de prévention du risque FME, ou à la création de parades « standard » FME ou encore en vue de la constitution du retour d'expérience.
Je vous demande de vous prononcer sur l'opportunité de disposer d'une liste des chantiers à risque FME standard.
## B.3 Analyse De Risque Des Ressorts De Grille
Lors du dernier arrêt pour rechargement du réacteur de Penly 2, environ 20 bouts de ressorts de grilles d'assemblages de combustible ont été détectés et aspirés sur la plaque inférieure de cœur. Lors de cet arrêt, les internes inférieurs n'ont pas été levés, ce qui signifie qu'il n'a pas pu être vérifié si de tels corps migrants étaient présents au fond de la cuve.
Les inspecteurs estiment qu'EDF aurait dû effectuer une analyse du risque afin d'analyser l'impact éventuelle de morceaux de ressorts dans le fond de la cuve. Je vous demande de vous prononcer sur l'opportunité de réaliser une analyse du risque afin d'analyser l'impact éventuelle des morceaux de ressorts dans le fond de la cuve.
## C Observations C.1 Mesure Du Temps De Chute Des Grappes
Lors de l'essai de temps de chute des grappes du 17 avril 2016 sur le réacteur n° 1, des difficultés de mesure du temps de chute de certaines grappes ont été rencontrées. Selon votre analyse, la cause de ces difficultés est l'augmentation de la résistivité de certains commutateurs électriques utilisés lors de l'essai de temps de chute de grappe. Vous avez déterminé des actions à réaliser en amont et pendant l'essai de temps de chute de grappes permettant *a priori* que ce défaut ne se présente pas. Vous avez indiqué que ces actions continueront à être effectuées dans le cadre des essais de temps de chute de grappe tant qu'une modification matérielle, étudiée par EDF, ne sera pas mise en place. L'ASN considère que ces actions ne constituent pas un traitement pérenne des difficultés de mesure du temps de chute de grappe, et qu'une modification matérielle est nécessaire.
##
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 À La Chef De Division,
Signé par, Eric ZELNIO |
INSSN-LYO-2016-0143 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 8 Juillet 2016 N/Réf. : CODEP-LYO-2016-028121 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cruas-Meysse Electricité de France CNPE de Cruas-Meysse BP 30 07 350 CRUAS
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
CNPE de Cruas-Meysse (INB n°111 et 112) Thèmes : R.8.1 - Prévention des pollutions et maîtrise des nuisances R.8.2 - Rejets 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] 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 [4] Décision n° 2016-DC-0548 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 8 mars 2016 fixant les valeurs limites de rejet dans l'environnement des effluents des installations nucléaires de base n° 111 et n° 112 […] [5] Décision n° 2016-DC- DC-0549 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 8 mars 2016 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° 111 et n° 112 […] [6] Courrier CODEP-DCN-2016-018592 daté du 23 mai 2016
## Référence À Rappeler En Réponse À Ce Courrier : Inssn-Lyo-2016-0143
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 renforcée a eu lieu les 9 et 10 juin 2016 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse, sur les thèmes « prévention des pollutions et maîtrise des nuisances » et « rejets ». A la suite des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de cette inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection renforcée des 9 et 10 juin 2016 portait sur la maîtrise de la prévention des pollutions et des nuisances ainsi que sur la gestion des rejets par l'exploitant de la centrale nucléaire de Cruas-Meysse. Ces deux thèmes ont été contrôlés en parallèle par deux équipes d'inspecteurs de l'ASN, accompagnés d'agents de l'IRSN pour la réalisation de différents prélèvements dans l'installation et dans l'environnement.
## - Thème R.8.1 - Prévention Des Pollutions Et Maîtrise Des Nuisances
Les inspecteurs ont contrôlé le respect des dispositions réglementaires relatives au contrôle et à la maintenance des canalisations, rétentions susceptibles de contenir des substances dangereuses et radioactives ainsi que des capteurs associés à ces équipements. Il ressort que des progrès importants doivent encore être accomplis pour s'assurer du respect de ces exigences réglementaires.
Les inspecteurs ont également fait procéder à la réalisation d'un exercice de mise en situation simulant une fuite de carburant. Cet exercice a permis de mettre en exergue plusieurs lacunes dans l'organisation de l'exploitant qui méritent d'être corrigées pour atteindre un niveau de performance satisfaisant pour faire face à ce genre de situation et prévenir une pollution de l'environnement.
Les demandes et observations associées à ce thème sont présentées en annexe 1.
## - Thème R.8.2 - Rejets
Les inspecteurs ont vérifié, par sondage, le respect de certaines dispositions générales de l'arrêté en référence [2] et de la décision en référence [3], l'organisation du site en matière de gestion d'une crise en environnement et l'organisation du site en matière de gestion du confinement de liquide. Ils ont examiné le respect de certaines prescriptions des décisions du 8 mars 2016 en références [4] et [5]. Les inspecteurs ont enfin fait procéder à des prélèvements d'effluents et dans l'environnement dont les résultats d'analyses feront ultérieurement l'objet d'une discussion avec vos services. Au regard de cet examen par sondage, il ressort de cette inspection que les dispositions prises en matière de gestion des prélèvements d'eau et des rejets d'effluents ainsi que la surveillance de l'environnement apparaissent comme perfectibles. Les demandes et observations associées à ce thème sont présentées en annexe 2. 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. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
## L'Adjoint À La Cheffe De La Division De Lyon De L'Asn Signé Par
Olivier VEYRET
## A. Demande D'Action Corrective Rétentions
Les inspecteurs ont relevé qu'EDF n'avait retenu qu'un nombre limité de matériels dans sa liste des « éléments importants pour la protection contre les risques classiques » (EIP-R), définie en application du chapitre V de l'arrêté dit « INB » du 7 février 20121.
Pour ce qui concerne les rétentions, il apparaît notamment que si les rétentions ultimes sont classées comme des EIP-R, l'instrumentation et les organes d'isolement associés à ces rétentions ultimes ne le sont pas. Un dysfonctionnement de ces matériels est pourtant susceptible de conduire à des conséquences similaires à celles d'une inétanchéité de la rétention elle-même. Par ailleurs, il apparaît que les rétentions des installations de traitement à la monochloramine n'apparaissent pas dans la liste des EIP-R du site. Demande A1 : Je vous demande de classer l'instrumentation et les organes d'isolement associés aux rétentions ultimes en tant qu' « EIP-R » et de leur appliquer les exigences de l'arrêté du 7 février 2012 susmentionné. Demande A2 : Je vous demande de compléter la liste des EIP-R du site en y intégrant les rétentions des installations de traitement à la monochloramine avant leur mise en service.
Les caniveaux des bâtiments des auxiliaires nucléaires (BAN) apparaissent actuellement dans la liste des EIP-R du site.
Vos services ont évoqué la possibilité de retirer ces équipements de cette liste pour se mettre en conformité avec la doctrine édictée par les services centraux d'EDF.
Demande A3 : L'ASN considère que ces caniveaux ont vocation à apparaître dans la liste des EIP-R et je vous demande de les conserver dans la liste du site.
L'article 4.3.1.VI de la décision n°2013-DC-0360 du 16 juillet 20132 stipule que les rétentions susceptibles de contenir des substances dangereuses et radioactives et les dispositifs associés mentionnés au V présentent des caractéristiques, notamment une résistance au feu, leur permettant d'assurer leur fonction en toutes circonstances.
La rétention des réservoirs d'entreposage des effluents radioactifs avant rejet comprend des murs de béton et des tôles inox assurant la continuité de la rétention jusqu'au local pomperie. L'étanchéité entre les murs de béton et les tôles inox ainsi qu'entre ces tôles et le local pomperie est assurée par des joints en silicone.
La démonstration que la rétention des réservoirs d'entreposage des effluents radioactifs avant rejet, et en particulier les joints en silicone la constituant, répond à l'exigence susmentionnée n'a pu être apportée au cours de l'inspection. Demande A4 : Je vous demande de justifier que la rétention des réservoirs d'entreposage des effluents radioactifs avant rejet répond à l'exigence de l'article 4.3.1.VI de la décision n°2013- DC-0360 du 16 juillet 2013. Cette même rétention comprend une fosse de répartition en liaison avec un puisard (repéré 0 SEK 001 PS, situé dans le local pomperie, à l'intérieur duquel se trouve une pompe qui permet de relever l'eau présente dans la rétention vers les réservoirs d'entreposage des effluents radioactifs avant rejet. Cette liaison peut être fermée par l'intermédiaire de la vanne repérée 0 SEK 971 VE. Vos services ont expliqué aux inspecteurs que cette vanne était laissée en position entrouverte en fonctionnement normal. L'ASN considère que cette liaison constitue un by-pass de la rétention. Elle rappelle les exigences réglementaires portées par l'article 4.3.1.V de la décision n°2013-DC-0360 du 16 juillet 2013 qui stipule que les dispositifs de vidange équipant la capacité de rétention permettent de maintenir le confinement. En particulier, ces dispositifs :
- sont étanches en position fermée ; - sont en position fermée (ou à l'arrêt s'il s'agit d'un dispositif actif), sauf pendant les phases de vidange ; - doivent pouvoir être commandés en toute sécurité.
La position ouverte ou fermée de ces dispositifs est clairement identifiable.
Demande A5 : Je vous demande de prendre les dispositions d'exploitation appropriées pour que la vanne repérée 0 SEK 971 VE respecte les exigences de l'article 4.3.1.V de la décision n°2013-DC-0360 du 16 juillet 2013. Les inspecteurs ont constaté que le contrôle des rétentions paraissait robuste. Ils ont néanmoins constaté que le délai entre la détection d'un écart et son traitement pouvait être excessivement long, en particulier lorsqu'il s'agit d'un écart susceptible de remettre en cause l'étanchéité d'une rétention ultime. En effet, le délai entre la détection d'un écart concernant un ouvrage de génie civil et son classement définitif à l'issue de l'analyse de nocivité ne doit pas dépasser 6 mois, comme demandé dans le courrier référencé ASN DSIN-GRE/SD2/238-2001 du 9 novembre 20013. Vous vous êtes fixés ensuite un délai d'un cycle maximal pour corriger les écarts qui nécessite un traitement curatif. Demande A6 : Je vous demande de renforcer votre organisation pour être en mesure de corriger, dans des délais les plus courts possibles, les écarts susceptibles de remettre en cause l'étanchéité d'une rétention ultime. Des écarts concernant les dispositifs de vidange des rétentions peuvent être mis en évidence à l'occasion du contrôle des rétentions. Ces écarts ne faisant pas l'objet d'une analyse de nocivité au titre du génie civil, ils doivent être suivis par ailleurs, notamment au travers d'une demande d'intervention. Les inspecteurs ont constaté que vos services n'étaient pas en mesure de justifier qu'une demande d'intervention était effectivement ouverte à la suite du constat d'un tel écart (vu pour le cas du contrôle réalisé en décembre 2013 sur l'aire de dépotage de la station de production d'eau déminéralisée où un défaut sur la vanne 3 voies associée à la rétention de cette aire avait été mis en évidence). Demande A7 : Je vous demande de renforcer votre organisation pour être en mesure de corriger, dans des délais les plus courts possibles, les écarts ne faisant pas l'objet d'une analyse de nocivité au titre du génie civil qui sont mis en évidence à l'occasion du contrôle des rétentions.
3 Votre règle nationale de maintenance (RNM) relative à la caractérisation et au traitement des écarts de génie civil référencée D4550.02-04/2452 indice 1 du 26 octobre 2004 reprend ce délai fixé par l'ASN
## Canalisations
L'article 2.1.3.I de la décision n°2013-DC-0360 du 16 juillet 2013 stipule que l'exploitant établit et tient à jour des plans et des descriptifs associés :
- des réseaux comprenant des éléments de l'installation, tels que mentionnés au II de l'article 4.3.3 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé susceptibles d'être en contact avec des substances radioactives ou dangereuses ;
- des réseaux de prélèvements et de distribution d'eau ; - des réseaux d'échantillonnage, de collecte, de traitement, de transferts ou de rejets d'effluents ;
- des émissaires.
Les inspecteurs ont constaté que l'exploitant ne disposait pas des plans des tuyauteries pour :
- le système de traitement des effluents radioactifs liquides (système KER) ;
- les groupes électrogènes de secours (LHP/LHQ).
Demande A8 : Je vous demande de disposer, sous 6 mois, des plans des tuyauteries qui véhiculent des substances dangereuses des systèmes KER, LHP et LHQ tel que requis par l'article 2.1.3 de la décision n°2013-DC-0360 du 16 juillet 2013. Les canalisations susceptibles de véhiculer des effluents radioactifs ou dangereux doivent faire l'objet de contrôles et de maintenance visant à s'assurer de leur bon état et de leur étanchéité en application de l'article 4.3.4.I de la décision n°2013-DC-0360 du 16 juillet 2013 qui stipule que 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, des rétentions, des réservoirs et capacités ;
- […]
Les inspecteurs ont noté que le programme local de maintenance préventive (PLMP) des tuyauteries véhiculant des fluides « TRICE4 » (référencé D5180/NR/MI/10853) comprenait la liste des tuyauteries enterrées ou en caniveau sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse. Ils ont constaté que les tuyauteries enterrées du circuit des purges et évents nucléaires (RPE) ne font pas l'objet de contrôles et de maintenance tels que requis par la réglementation. Ils ont par ailleurs noté que seules les parties visibles des tuyauteries enterrées ou en caniveau des systèmes suivants sont contrôlés, tel qu'indiqué dans la gamme d'intervention référencée D5180GEMC11120 indice 2 :
- le système de traitement des effluents solides (TES) ; - le système de recueil des effluents des laboratoires chauds (SRE) ; - les groupes électrogènes de secours (LHT/LHQ) ;
- le système de traitement antitartre (CTF).
Demande A9 : Je vous demande de définir, sous 6 mois, des modalités de contrôles des tuyauteries enterrées ou en caniveau du site susmentionnées qui ne font pas l'objet à ce stade de contrôles et de maintenance tel qu'exigé par l'article 4.3.4.I de la décision n°2013-DC-0360 du 16 juillet 2013. Le PLMP et la gamme mentionnés ci-dessus définissent les modalités de contrôles relatives aux tuyauteries calorifugées, notamment en ce qui concerne le pourcentage de zone à décalorifuger pour s'assurer du bon état de la tuyauterie.
Par sondage, les inspecteurs ont contrôlé plusieurs gammes d'intervention associées au contrôle de tuyauteries calorifugées et ont constaté que le renseignement des gammes était incomplet : il n'était en effet nullement fait mention des tronçons des canalisations sur lesquels avaient porté les contrôles.
L'ASN rappelle que l'article 2.5.6 de l'arrêté dit « INB » du 7 février 2012 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.
Demande A10 : Je vous demande de mettre en œuvre les dispositions permettant de garantir la traçabilité associée au contrôle des tuyauteries calorifugées pour être en mesure de justifier du respect des modalités de contrôles définies dans le PLMP. Concernant le contrôle des tuyauteries des groupes électrogènes de secours (LHP/LHQ/LHT), vos services ont indiqué aux inspecteurs que ce contrôle était réalisé dans le cadre du programme de base de maintenance préventive (PBMP) de ces groupes électrogènes de secours, et non dans le cadre du PLMP susmentionné. Les inspecteurs ont mis en évidence que la durée entre deux contrôles de groupes électrogènes de secours, et donc des tuyauteries en acier non allié de ces systèmes, pouvait être de 8 ans. Parallèlement, le PLMP des tuyauteries véhiculant des fluides « TRICE » prescrit que les contrôles des tuyauteries en acier non allié doivent être réalisés tous les 5 ans ± 1 an. Vos services n'ont pas été en mesure de justifier la différence de doctrine pour des tuyauteries de même nature (acier non allié) qui véhiculent des substances radioactives ou dangereuses. Demande A11 : Je vous demande de justifier la fréquence de contrôle des tuyauteries des groupes électrogènes de secours (LHP/LHQ/LHT) au regard de la doctrine définie dans le PLMP des tuyauteries véhiculant des fluides « TRICE ». A défaut, je vous demande d'appliquer la même fréquence de contrôle à toutes les tuyauteries en acier non allié véhiculant des substances radioactives ou dangereuses.
## Capteurs
Les inspecteurs ont noté que le PLMP relatif aux capteurs de mesure et d'alarme de niveau présents sur les réservoirs et puisards ultimes « TRICE » (référencé D5180/NR/MI/12731) ne comprenait pas les capteurs des installations de traitement à la monochloramine. L'ASN vous rappelle que l'article 4.3.4.I de la décision n°2013-DC-0360 du 16 juillet 2013 stipule que 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, des rétentions, des réservoirs et capacités ; - le bon fonctionnement, le contrôle périodique et l'étalonnage des appareils de mesure et des alarmes équipant ou associées à ces équipements importants pour la protection ;
- le bon fonctionnement des vannes, clapets et systèmes d'obturation ;
- le bon fonctionnement des dispositifs de mesure de niveau dans les réservoirs et capacités, les détecteurs de présence dans les rétentions et les reports d'information associés pour prévenir les débordements.
Demande A12 : Je vous demande de définir un programme de maintenance préventive des capteurs présents sur les installations de traitement à la monochloramine avant leur mise en service. De la même manière, les inspecteurs ont constaté qu'aucun programme de maintenance préventive n'était associé à la nouvelle sonde « radar » installée au niveau de la fosse tampon du déshuileur de site en 2015. Demande A13 : Je vous demande de définir un programme de maintenance préventive de la nouvelle sonde « radar » installée au niveau de la fosse tampon du déshuileur de site en 2015.
## Traitement Des Anomalies Matérielles
Les inspecteurs ont examiné la liste des anomalies matérielles en cours relatives aux équipements objets de l'article 4.3.3.II dit « INB » du 7 février 2012 (tuyauteries, rétentions, réservoirs,) ainsi que des vannes, clapets et capteurs associés à ces équipements. Ils ont constaté qu'un nombre important d'anomalies matérielles étaient en cours, pour beaucoup depuis plus d'un an. Pour certaines, des mesures transitoires ont été mises en œuvre. L'ASN considère néanmoins que ce nombre important d'écarts présents sur les installations entraîne une fragilisation de la défense en profondeur associée à la maîtrise du risque de pollution du site. Demande A14 : Je vous demande de me présenter un plan d'actions ambitieux visant à réduire significativement le nombre d'anomalies matérielles qui fragilisent, directement ou indirectement, la maîtrise du risque de pollution du site. Demande A15 : Je vous demande de prendre des dispositions pour traiter dans les meilleurs délais, à l'avenir, les anomalies matérielles susmentionnées, en particulier celles qui constituent des écarts aux exigences fixées par la réglementation.
## Stations De Traitement À La Monochloramine
Le 21 juillet 2015, un événement intéressant dans le domaine de l'environnement (EIE) a été déclaré par l'exploitant de la centrale nucléaire du Bugey. Cet événement concernait le déversement de plus de 4 m3 d'eau de javel dans une des rétentions de la station de monocholramine.
A la suite de cet événement, l'ASN avait conduit une inspection réactive le 28 juillet 2015. Cette inspection a fait l'objet de la lettre de suite référencée CODEP-LYO-2015-031359 du 4 août 2015 qui demandait à l'exploitant de mettre en œuvre plusieurs actions correctives pour prendre en compte le retour d'expérience de cet événement. Les stations de traitement à la monochloramine du site de Cruas étant en cours de construction à l'époque, l'ASN vous avait demandé de vous rapprocher du site du Bugey pour tirer bénéfice au plus tôt des actions d'amélioration identifiées en réponse à cet événement. Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que le retour d'expérience de l'EIE du 21 juillet 2015 survenu sur le site du Bugey n'avait été pris en compte que partiellement. Demande A16 : Je vous demande de prendre en compte le retour d'expérience de l'EIE du 21 juillet 2015 survenu sur le site du Bugey. Vous me préciserez les actions prises en ce sens, en particulier vis-à-vis des actions correctives demandées par l'ASN à l'exploitant de la centrale nucléaire du Bugey.
## Stations De Traitement Antitartre
Les inspecteurs se sont rendus sur la station de traitement antitartre des réacteurs n°1 et 2 le 9 juin 2016 pour en contrôler l'état. Ils ont constaté :
- la présence de traces humides dans le fond de la rétention associée à la pompe repérée 1 CTF
001 PO ;
- fissure dans le fond de la rétention associée aux réservoirs d'entreposage d'acide sulfurique.
7 Demande A17 : Je vous demande de m'indiquer si les traces présentes au fond de la rétention associée à la pompe repérée 1 CTF 001 PO étaient des traces d'acide ou d'eau de rinçage de la rétention. Dans le premier cas, je vous demande de m'indiquer les dispositions que vous comptez prendre pour éviter la présence d'acide au fond de la rétention susmentionnée.
Demande A18 : Je vous demande de caractériser la fissure constatée au fond de la rétention associée aux réservoirs d'entreposage d'acide sulfurique et de corriger cet écart dans les meilleurs délais.
## Exercice De Mise En Situation Des Équipes D'Intervention
Le vendredi 10 juin 2016, les inspecteurs ont déclenché un exercice de mise en situation des équipes d'intervention de la centrale nucléaire de Cruas.
## Synthèse Du Déroulement De L'Exercice
A 9h125, les inspecteurs ont demandé de manière inopinée à un agent EDF de jouer le rôle de témoin en lui décrivant une situation fictive : une fuite de diesel sur le réservoir d'un groupe électrogène mobile entreposé à proximité du bâtiment « BATEX », se rependant au sol et s'écoulant ensuite vers le ru situé en contre-bas.
Le témoin a tout d'abord cherché des moyens anti-pollution :
- sur son chariot de manutention, qui n'en était pas équipé contrairement à ce qu'il pensait ;
- puis en essayant de trouver un kit anti-pollution à proximité, sans y parvenir.
Il a ensuite cherché à déclencher l'alerte :
- en cherchant un téléphone à proximité, sans en trouver ;
- en se rendant aux portillons d'accès sud de la zone protégée, où il a trouvé un téléphone qui lui a permis d'appeler le 18 mais qui est rapidement tombé en panne (plus de tonalité) ;
- en entrant dans des bureaux préfabriqués à proximité où il a finalement pu alerter la protection de site en appelant le 18 (9h30).
L'appel des équipes d'intervention d'EDF a ensuite été déclenché très rapidement et les équipiers ainsi que le camion PCOM6 sont arrivés au PRS7 n°18 en une dizaine de minutes. Une partie des équipiers d'intervention est arrivée avec du matériel anti-pollution récupéré dans les installations sur le chemin du PRS, notamment une caisse sur roulettes contenant du matériel absorbant et quelques EPI8.
Ces moyens ont rapidement été mis en œuvre pour, fictivement, circonscrire l'écoulement à la source et dans le ru (9h50) puis des moyens de pompage ont été demandés pour collecter la pollution dans le ru.
Des agents sont également partis en reconnaissance (10h05) pour voir vers où coulait le ru et si une pollution était visible : dans le cadre de l'exercice il leur a été indiqué qu'il y avait des traces de pollution sur la lône. A ce titre, une barrière flottante a été demandée pour essayer de confiner cette pollution fictive avant qu'elle ne rejoigne le Rhône.
Vers 10h45, des agents sont arrivés avec une pompe électrique immergeable et des tuyaux, mais sans réservoir permettant d'entreposer les effluents à collecter.
Les inspecteurs ont décidé d'arrêter l'exercice à ce stade en demandant néanmoins de mettre en service la pompe dans un bassin à proximité pour vérifier son fonctionnement : les agents n'ont pas été en mesure de la faire fonctionner, sans qu'il soit possible de savoir si le problème venait de la pompe ou des alimentations électriques utilisées. A l'issue de cet exercice, les inspecteurs ont formulé les remarques suivantes :
1- L'absence de kit antipollution à proximité du lieu de l'exercice a empêché le témoin de réaliser des actions de mitigation par lui-même.
2- L'appel au 18 a pris beaucoup de temps compte-tenu de l'absence de téléphone à proximité et d'une défaillance du téléphone situé au niveau des portiques d'accès au sud de la zone protégée.
L'appel a finalement été passé d'un téléphone situé à environ 200 mètres du lieu de l'incident et le témoin n'était donc plus sur place et pas en mesure de guider ou d'informer plus avant l'équipe d'intervention quand elle est arrivée. L'organisation en vigueur sur le site prévoit que l'appel au 18 doit se faire d'un téléphone fixe et non d'un téléphone DECT ni d'un téléphone portable personnel (sur lequel le 18 appellerait directement les secours extérieurs et non les secours du site). Dans certains cas, comme celui de cet exercice, cela peut significativement retarder l'alerte. Le témoin ne disposait cependant pas d'un téléphone DECT lors de l'exercice.
3- Le PRS n°18 qui a été choisi pour l'intervention n'était pas équipé des branchements nécessaires à l'activation du camion PCOM.
Ce PRS a apparemment été installé récemment en prévision de la mise en service de la station de traitement à la monochloramine (CTE) des réacteurs 1 et 2 située à proximité. Il a cependant déjà été intégré à votre organisation des secours alors qu'il n'est pas pleinement opérationnel. La même situation est susceptible de se présenter également sur le PRS du même type créé à proximité de la station CTE des réacteurs 3 et 4.
4- Les inspecteurs ont trouvé peu efficace que ce soient les équipiers d'intervention qui récupèrent, sans réelle coordination, des moyens anti-pollution dans les installations en se rendant au PRS :
- cela leur prend du temps et retarde leur arrivée au PRS ; - le matériel amené est disparate et pas nécessairement adapté en quantité ou en qualité à la situation en cours (les équipiers n'ont aucune information sur l'incident avant de rejoindre le PRS).
Sur d'autres sites les inspecteurs ont pu constater la mise en œuvre de véhicules ou de remorques pré-équipées d'une large gamme de moyens de lutte contre la pollution et d'EPI : en cas d'alerte pollution ces moyens sont immédiatement déployés et arrivent sur le lieu de l'incident en même temps que les équipes d'intervention.
5- La mise à disposition de moyens complémentaires s'est avérée perfectible :
- la mise à disposition sur le lieu de l'exercice de moyens de pompage a pris environ une heure ;
- ces moyens de pompage sont arrivés sans réservoir pour collecter les effluents à pomper ;
- la pompe n'a pas pu être démarrée ; - le barrage flottant apparemment demandé pour tenter de confiner la pollution sur la lône n'est pas arrivé dans le temps alloué pour l'exercice.
6- La zone sud du site de Cruas-Meysse est une zone industrielle particulière : installations dispersées, faible présence humaine, pas de raccordement systématique au réseau des eaux pluviales du site induisant un risque de pollution de la lône et donc du Rhône, etc. Cette situation pourrait nécessiter des adaptations à l'organisation et aux moyens généraux d'intervention.
Demande A19 : Je vous demande de procéder à votre propre retour d'expérience sur cet exercice et de me faire part de vos conclusions ainsi que de votre analyse sur les différentes remarques ci-dessus.
## B. Complément D'Information Organisation Du Site Relative À La Prévention Des Pollutions
La règle de gestion pour la maîtrise du confinement liquide (document EDF référencé D455014003797) est un recueil de dispositions d'exploitation, dont certaines sont prescriptives, à mettre en œuvre pour limiter les rejets de substances dangereuses ou radioactives dans l'environnement. Cette règle de gestion doit être intégrée sur les différentes centrales nucléaires d'ici la fin de l'année 2016. Vos services ont indiqué aux inspecteurs que cette intégration avait débuté et qu'elle devrait se poursuivre jusqu'en 2017. Demande B1 : Je vous demande de me transmettre un état des lieux de l'intégration des prescriptions mentionnées dans la règle de gestion pour la maîtrise du confinement liquide. Demande B2 : Je vous demande de m'indiquer votre calendrier prévisionnel d'intégration de ce prescriptif en m'indiquant les priorités que vous avez retenues. Plusieurs exercices sont réalisés au cours de l'année dans le but d'entraîner les équipes du site à intervenir le plus efficacement possible en cas de déversement accidentel de substances dangereuses ou radioactives. Vos services ont expliqué que des démarches allaient être engagées pour améliorer la traçabilité et la prise en compte du retour d'expérience tiré de ces exercices.
Demande B3 : Je vous demande m'indiquer les actions engagées pour améliorer la traçabilité et la prise en compte du retour d'expérience tiré des exercices susmentionnés.
## Rétentions
Le 6 août 2013, l'exploitant de la centrale nucléaire du Tricastin a déclaré une présence anormale de tritium dans les eaux souterraines à l'intérieur de l'enceinte géotechnique du site. L'ASN a constaté lors d'une inspection que les niveaux d'activité volumique de tritium dans les eaux souterraines à l'intérieur de l'enceinte géotechnique ne présentaient pas d'enjeu significatif pour la santé et l'environnement, mais que cette présence anormale de tritium dénotait d'un manque de maîtrise dans l'exploitation des réacteurs nucléaires. Les investigations menées par EDF pour expliquer la présence de tritium dans les eaux souterraines à l'intérieur de l'enceinte géotechnique de la centrale nucléaire du Tricastin ont conduit à identifier une dégradation des joints inter-bâtiments du BAN9 n°3. De l'eau contenant du tritium a en effet été découverte au niveau du mastic de protection de certains joints à l'occasion de ces investigations Ces dernières ont également montré que d'autres joints présents dans plusieurs locaux sur différents réacteurs présentaient des dégradations.
Vos services n'ont pas été en mesure d'indiquer précisément la manière dont le retour d'expérience ce cet événement avait été pris en compte sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse. Demande B4 : Je vous demande m'indiquer la manière dont le retour d'expérience tiré de l'événement survenu sur la centrale nucléaire du Tricastin décrit ci-dessus a été pris en compte sur le site de Cruas-Meysse. Les fosses de neutralisation de la station de production d'eau déminéralisée du site constituent la rétention de l'aire de dépotage de cette station. Ces fosses de neutralisation sont également utilisées pour recueillir l'acide et la soude utilisés pour régénérer les résines échangeuses d'ion de la station. Vos services n'ont pas été en mesure de communiquer aux inspecteurs les dispositions prises pour s'assurer de la disponibilité d'un volume de rétention suffisant lors des opérations de dépotage. Demande B5 : Je vous demande de me transmettre les dispositions prises pour vous assurer de la disponibilité d'un volume de rétention suffisant lors des opérations de dépotage à la station de production d'eau déminéralisée du site.
## C. Observations
Sans objet.
## A. Demandes D'Actions Correctives Surveillance Des Rejets Liquides - Chloration Massive
La prescription [EDF-CRU-239] de la décision [5] impose qu'en « période de chloration massive à pH contrôlé, les concentrations en composés organo-halogénés (AOX) et en chloroforme mesurées dans l'environnement ne dépassent pas respectivement 50 µg/L et 3 µg/L dans le Rhône à la station multiparamètres aval ». Vos services ont présenté aux inspecteurs la note D5188/PE/CH/00247/01 spécifique à la réalisation d'une chloration massive. Il a été constaté que ce document n'intègre pas de mesure des AOX et du chloroforme avant le déclenchement de la chloration massive afin de s'assurer que les concentrations initiales mesurées dans le Rhône, additionnées aux concentrations ajoutées par les rejets issus de la chloration massive, permettent de réaliser la chloration massive en respectant les limites susmentionnées. Demande A20 : Je vous demande de formaliser et de mettre en œuvre des dispositions organisationnelles permettant de vous assurer que des mesures d'AOX et de chloroforme sont réalisées dans le Rhône avant chaque chloration massive, afin de pouvoir vérifier a priori que la chloration massive est réalisable en respectant les limites fixées à la prescription [EDF-CRU239] de la décision en référence [5].
## État Des Stations De Surveillance
Les inspecteurs se sont rendus au niveau de la station multiparamètres aval, de la station multiparamètres de rejet n°1 et 2 et de station de surveillance de rejets atmosphériques (AS1). Le bon entretien de ces stations a été mis en défaut : - Station multiparamètres aval :
o robinet de prélèvement ponctuel encrassé (en conséquence, le prélèvement a été réalisé au niveau du ponton de la station) ;
o difficulté d'accès au ponton (cadenas endommagé) ; o présence de végétation sur le ponton ; o prise électrique sortie de sa gouttière au niveau de l'hydrocollecteur ; o présence au sol de laine de roche et de mousse isolante.
- Station multiparamètres de rejet n°1 et 2 :
o au niveau des pompes de prélèvement vers le ballon de mise sous vide :
� présence de rouille dans la rétention de la pompe 1 CVF 003 PO ; � présence d'huile dans la rétention de la pompe 1 CVF 004 PO et au droit de la pompe 2 CVF 003 PO ;
� mauvais positionnement du joint de la soupape de la pompe 2 CVF 004 PO.
o indicateur analogique de niveau du ballon de mise sous vide 2 CVF 001 LN hors service ;
o présence d'une flaque d'eau au niveau de la pompe 1 CVF 004 PO dont la source n'a pas pu être identifiée ;
o présence au sol de bouteilles d'eau vides et d'un sac plastique.
- Station de surveillance des rejets atmosphériques (AS1) :
o végétation non entretenue arrivant à hauteur des équipements de prélèvement d'eau pluviale ;
o câbles électriques circulant dans la végétation.
Demande A21 : Je vous demande de remettre en état les stations de surveillance dans les plus brefs délais. Demande A22 : Je vous demande de revoir vos dispositions organisationnelles d'entretien de l'ensemble des stations de surveillance du site afin d'en garantir le bon état. Les inspecteurs ont également constaté que, dans la station de rejet n° 1 et 2, aucun équipement ne permettait de collecter les eaux de purge liées aux collectes ponctuelles d'effluents. Ils ont observé que ces eaux étaient directement déversées sur le sol de la station. Or, les prélèvements effectués au sein de la station de rejet visent notamment à caractériser la nature radiologique et physicochimique des effluents. Ces eaux de purge pourraient donc potentiellement être contaminées ou polluées. Demande A23 : Je vous demande de mettre en place un système de collecte des eaux de purge au niveau des stations de rejet.
## Suivi Des Prestataires
Vos services ont indiqué qu'il n'existe pas de programme de surveillance du prestataire en charge de la surveillance écologique. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que le programme de surveillance du prestataire en charge des analyses des amibes est en cours d'écriture. Or, le I de l'article 2.2.2 de l'arrêté [2] demande que l'exploitant exerce une surveillance sur les intervenants extérieurs. Demande A24 : Je vous demande de mettre en place un programme de surveillance du prestataire en charge de la surveillance de l'environnement, en application de l'article 2.2.2 de l'arrêté [2].
## Prélèvement D'Eau Souterraine
Vos représentants ont indiqué que le site dispose de deux ouvrages de prélèvement d'eau souterraine, pour une alimentation en eau potable et pour l'arrosage du site, chacun équipé de clapets anti-retour. La prescription [EDF-CRU-227] de la décision [5] demande que le bon fonctionnement des vannes et des clapets soit vérifié selon un programme d'essais périodiques. Vos services ont confirmé l'absence de tels programmes. Demande A25 : En application de la décision [5], je vous demande de mettre en place un programme de surveillance des clapets anti-retour pour les deux ouvrages présents sur le site.
## Surveillance De L'Environnement - Eau De Nappe
Lors de la visite de terrain, les inspecteurs ont contrôlé l'état de plusieurs piézomètres, dont certains sont requis pour les analyses prescrites par la décision [4]. Ils ont constaté que : - les piézomètres 0 SEZ 057 PZ et 0 SEZ 030 PZ sont en bon état.
- le piézomètre 0 SEZ 047 PZ est dépourvu de repère fonctionnel, de margelle bétonnée et de barrière de protection. Vos représentants n'ont pas pu confirmer que son capot - situé au niveau du
sol - garantissait un parfait isolement vis-à-vis des inondations et de toute source de pollution. De plus, ce piézomètre est situé sur une plateforme en zone contrôlée, à l'arrière du bâtiment des auxiliaires nucléaires de la paire de réacteurs 1 et 2, sur laquelle des mouvements de véhicules ont lieu et pouvant donc potentiellement générer une pollution de la nappe par des hydrocarbures. Par ailleurs, à proximité immédiate de ce piézomètre, les inspecteurs ont constaté la présence d'un récipient de type « SAFRAP » dépourvu d'étiquetage et dont le contenu n'était pas connu de vos représentants. Ils ont confirmé par la suite qu'il s'agissait d'eau utilisée pour un chantier achevé en mai 2016.
- le piézomètre 0 SEZ 065 PZ n'était pas présent sur le lieu indiqué par le plan des piézomètres du site daté du 23 juin 2015. Ce plan a été établi avant l'obtention de l'autorisation de forage de ce piézomètre au titre de la Loi sur l'eau (24/09/2015). En conséquence, vos services ont conclu que ce piézomètre n'avait pas encore été foré le jour de l'inspection.
Les inspecteurs considèrent que le piézomètre 0 SEZ 047 PZ n'est pas construit dans les règles de l'art. Or, l'article 2.1.2 de la décision [4] exige que l'exploitant contribue au respect des objectifs de protection dans le domaine de l'eau, dont celui de la non-dégradation des masses d'eau et la prévention et la limitation de l'introduction de polluants dans les eaux souterraines. Les inspecteurs ont ensuite examiné l'organisation du site en ce qui concerne la surveillance des eaux souterraines. Ils ont noté la mise en place d'un programme de surveillance pluriannuel intégrant l'ensemble des piézomètres du site, ce qui constitue une bonne pratique. Ce programme a été mis en œuvre en 2015 et a conduit à l'élaboration d'un rapport illustré d'inspection interne (passage d'une caméra et nettoyage) des piézomètres dont le contrôle était prévu pour cette même année. Cependant, la vérification du piézomètre 0 SEZ 047 PZ est programmée en 2018 ce qui constitue une échéance trop lointaine compte tenu de l'état de réalisation de ce piézomètre. Par ailleurs, le cahier des clauses techniques et particulières (CCTP) lié à la prestation de prélèvement et d'analyse chimique des eaux souterraines du site n'intègre pas tous les piézomètres du site. Vos représentants ont indiqué que ce document serait mis à jour en conséquence.
## Demande N°A26 : Je Vous Demande :
- d'anticiper le contrôle du piézomètre 0 SEZ 047 PZ inscrit dans votre programme de surveillance pluriannuel afin de l'effectuer au plus tard en décembre 2016 ;
- de prendre les dispositions nécessaires pour que le piézomètre 0 SEZ 047 PZ soit conforme à l'état de l'art ;
- de confronter le plan de localisation des piézomètres avec l'état réel des installations et de le mettre à jour en conséquence ;
- d'intégrer l'ensemble des piézomètres du site dans le CCTP lié à la prestation de prélèvement et d'analyse chimique.
## Rejets Gazeux Diffus
La prescription [EDF-CRU-219] de la décision [5] demande une évaluation annuelle des rejets diffus suivants : - formaldéhydes et monoxyde de carbone (via les circuits de ventilation ETY ou EBA, liés au remplacement des calorifuges) ;
- substances volatiles (ammoniac, morpholine) liées au conditionnement des circuits secondaires. Lors de l'inspection, il a été observé que, conformément à la décision [5], vous réalisez une analyse annuelle des substances mentionnées ci-dessus, sans toutefois mettre systématiquement les conclusions de cette analyse en perspective avec l'étude d'impact du site. De plus, vos services ont indiqué que :
- l'étude d'impact ne comportait pas de valeur référence pour le monoxyde de carbone et le formaldéhyde ;
- les valeurs de rejet d'ammoniac pour l'année 2015, calculées a priori à partir d'hypothèses majorantes, sont supérieures aux valeurs inscrites dans l'étude d'impact.
Demande A27 : Je vous demande de formaliser une analyse critique des résultats de vos calculs de rejets diffus au regard de votre étude d'impact.
## B. Demandes De Compléments D'Information Conformité Réglementaire
Les décisions [4] et [5] vous ont été notifiées par le courrier [6] et sont donc applicables depuis le 23 mai 2016. Les inspecteurs ont examiné les dispositions prises pour assurer la mise en œuvre de ces prescriptions. Ils ont constaté que l'analyse de conformité réglementaire à ces nouvelles décisions a été menée avec rigueur. Toutefois, vos services ont indiqué que les documents opérationnels sont en cours de mise à jour. De plus, vos services ont indiqué que certaines dispositions restent à prendre pour assurer la conformité du site à l'ensemble des nouvelles prescriptions, comme par exemple :
- l'application de la prescription [EDF-CRU-249] concernant la surveillance des amibes : il est nécessaire de mettre en place une organisation pour la réalisation des analyses ;
- l'application de la prescription [EDF-CRU-205] concernant les mesures complémentaires à effectuer dans les émissaires de rejet : une étude de faisabilité doit être réalisée dans un premier temps avant de déterminer les mesures à mettre en place.
Demande B6 : Je vous demande de me transmettre des éléments de visibilité quant à la prise en compte des exigences des décisions [4] et [5] dans vos documents opérationnels et des dispositions mises en œuvre pour assurer la conformité aux exigences [EDF-CRU-249] et
[EDF-CRU-205].
## Contournement Des Voies Des Rejets
Dans le cadre d'un programme national (D455014001615) visant à réduire le rejet de substances chimiques (morpholine, phosphate) dans les réseaux d'eau pluviales (SEO), des modifications étaient planifiées sur le site de Cruas entre 2014 et 2016. Vos représentants ont indiqué que les dispositions avaient été prises pour réduire le rejet de ces substances dans SEO, notamment en mettant en place un régime de consignation de vannes pour empêcher la vidange des effluents vers SEO. Cette disposition opératoire n'est cependant pas pérenne. Demande n°B7 : Je vous demande de me communiquer le plan d'actions - et son échéancier - afin de pérenniser la réduction du rejet de morpholine et de phosphate dans les réseaux d'eau pluviale.
## C. Observations
C1. Lors de l'inspection, la procédure d'exploitation « contrôle et suivi des stations multiparamètres amont / aval » affichée (D5188/PE/CH/00204/01) dans votre système d'information (SDIN) n'était pas la dernière version à jour. La version à jour a pu être consultée en version papier ultérieurement.
C2. Lors de la visite de la station AS1, les inspecteurs ont constaté que l'agent en charge de la tournée environnement remettait en place le filtre neuf de prélèvement des aérosols avec ses doigts. Or, pour cette opération, l'utilisation d'une pince propre fait partie des bonnes pratiques car permet de se prémunir contre un risque de contamination du filtre (trace de doigts, poussières) et facilite son placement dans le réceptacle. |
INSSN-BDX-2016-0208 | DIVISION DE BORDEAUX
Bordeaux, le 20 septembre 2016 Référence courrier : CODEP-BDX-2016-036736 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP24 82404 VALENCE D'AGEN CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Golfech Inspection n° INSSN-BDX-2016-0208 du 30 août 2016 Maintenance - Traitement des modifications
## Références :
[1] Code de l'environnement ; [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ; [3] Décision n° 2014-DC-0420 relative aux modifications matérielles des installations nucléaires de base, homologuée par l'arrêté du 11 avril 2014 ; [4] Note D5067/NOTE03077 de mars 2015 - Gestion des modifications locales ; [5] Note D5067/NOTE00059 de juillet 2013 - Modification des installations ; [6] Note D5067/NOTE07790 de mai 2016 - Déclinaison de la DI 128 sur le site de Golfech - Loi TSN - Organisation pour les modifications matérielles de l'installation ; [7] Courrier D5067/SSQ/RHN/FLT/15-074 du 29 juin 2015 –Bilan de mise en œuvre des modifications matérielles sur Golfech en 2014 ; [8] Décret n° 2007-1557 modifié du 2 novembre 2007 relatif aux installations nucléaires de base et au contrôle, en matière de sûreté nucléaire, du transport de substances radioactives ; [9] Manuel qualité cadre des équipes communes E-E-DE-DQ-12/0024 B - Procédure P51 - Traitement des dossiers d'intervention et de maintenance de génie civil ; [10] Directive Interne (DI) n° 74 ind 3 du 20 mars 2013 - Définitions et principes d'organisation des dispositions et moyens particuliers (DMP) et des modifications temporaires de l'installation (MTI) ; [11] Compte-rendu d'évènement significatif D5067/NOTE08603 de juillet 2016 - « Génération de l'événement de groupe 1 KRT 5 à la suite de la mise en place inappropriée d'une protection biologique entre la tuyauterie du circuit de vapeur principal VVP et la chaine de mesure de santé 2 KRT 018 MA ».
## 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 30 août 2016 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech sur le thème « Maintenance - Traitement des modifications ».
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 maintenance et plus particulièrement la gestion des modifications de l'installation. Elle a été l'occasion d'examiner les processus mis en œuvre par le CNPE
pour préparer et mettre en œuvre sur le site les modifications matérielles locales et nationales et de vérifier l'application de la décision [3]. Les inspecteurs ont consulté de manière approfondie plusieurs dossiers de modification.
Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que les dossiers de modification consultés sont globalement bien tenus. Ils considèrent également que l'organisation mise en place par EDF permet d'assurer un traitement satisfaisant des modifications établies par les services centraux d'EDF dites
« modifications nationales ». En revanche, ils considèrent que l'intégration des modifications décidées par les services du CNPE dites « modifications locales » méritent un suivi plus rigoureux afin que l'exploitant soit en mesure de pouvoir établir en permanence un état des lieux de l'état d'intégration effective des modifications sur l'installation. Les inspecteurs considèrent par ailleurs que le suivi de la mise en place de protections biologiques à des fins de diminution du bruit de fond radiologique est perfectible.
Enfin, les inspecteurs ont noté que la décision [3], en cours de déploiement au niveau du CNPE,
méritait un meilleur accompagnement auprès des services métiers du CNPE.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Modifications Matérielles Locales
L'article L. 593-6 du code [1] indique que : « L'exploitant […] met en place et formalise un système de gestion intégrée permettant d'assurer la prise en compte des exigences relatives à la protection des intérêts susmentionnés dans la gestion de l'installation.». Ce système de gestion intégré se traduit, pour ce qui concerne la gestion des modifications matérielles sur le CNPE de Golfech, par la mise en œuvre d'organisations formalisées au travers des notes [4] et [5].
Pour répondre à ces organisations, vous disposez de listes de modifications matérielles de l'installation que les inspecteurs ont consultées. La première liste concerne les modifications nationales intégrées sur les deux réacteurs depuis leur dernière visite décennale. Elle a été établie à partir d'une extraction de l'outil informatique de Gestion des Modifications des Equipes Communes « GMEC ». La 2ème liste concerne les modifications locales intégrées sur les deux réacteurs également depuis les dernières visites décennales.
Il est apparu que le mode de suivi des modifications locales n'est pas aussi robuste que celui des modifications nationales. Ainsi, le service en charge des modifications (ITM) est en mesure, au travers de sa base informatique « GMEC », de déterminer à tout moment l'état d'avancement d'un dossier de modification nationale. En revanche, les modifications locales font l'objet d'un suivi plus partiel. En effet, la liste des modifications locales ne fait pas apparaitre clairement si ces modifications relèvent d'une fiche ou d'une note d'analyse du cadre réglementaire. Elle mentionne, par ailleurs, les années de programmation sans fixer clairement une période de réalisation effective de la modification. Ainsi, à l'occasion de la consultation du dossier de la modification locale PTGF 866 relative à la mise en place de rambardes escamotables au niveau de la passerelle du couvercle de la cuve des réacteurs, il est apparu que cette modification, planifiée en 2014 selon votre liste, n'avait finalement été intégrée qu'à partir de 2015. Vous avez indiqué aux inspecteurs que l'intégration effective d'une modification apparaissait dans chaque synthèse d'intervention.
Les inspecteurs estiment que votre outil ne vous permet pas d'avoir une vision globale et exhaustive de l'état d'intégration des modifications locales sur votre installation. L'ASN estime que cette situation pourrait nuire au fonctionnement de l'installation, notamment en cas de situation accidentelle nécessitant de faire un point sur l'état réel de l'installation.
Vos services ont indiqué que la gestion des modifications locales devait évoluer avec la mise en œuvre de votre nouveau système de gestion informatique SDIN.
A1 : L'ASN vous demande d'assurer un suivi exhaustif et en temps réel de l'état d'intégration des modifications matérielles locales de votre installation.
A2 : L'ASN vous demande de lui indiquer l'échéance de mise en œuvre de cette fonctionnalité dans le SDIN.
Décision n° 2014-DC-0420 relative aux modifications matérielles des INB
Les inspecteurs ont constaté que la décision [3] avait été déclinée dans vos notes d'organisation [4]
et [6].
En revanche, votre note d'organisation [5], relative aux modifications nationales ne mentionne pas la prise en compte de cette décision [3].
Par ailleurs, il est apparu aux inspecteurs, au travers des échanges qu'ils ont eus avec les métiers, que les dispositions imposées par la décision [3] n'étaient pas parfaitement connues.
D'autre part, l'article 3.5 de la décision [4] indique que « L'exploitant tient à jour un bilan de la mise en œuvre des modifications matérielles de chaque INB. Ce bilan contient notamment les conclusions de la revue périodique mentionnée au II. de l'article 3.4 de la présente annexe. Il est transmis à l'Autorité de sûreté nucléaire chaque année au plus tard le 30 juin. »
Par courrier [7], vous avez transmis, en juin 2015, le 1er bilan à l'ASN. Celui-ci présentait la liste de l'ensemble des modifications de l'installation redevables d'une déclaration au titre de l'article 26 du décret [8], y compris les modifications temporaires des règles générales d'exploitation (RGE).
Par ailleurs, vous avez signalé aux inspecteurs que vous aviez pris du retard dans la transmission vers l'ASN du bilan attendu pour le 30 juin 2016.
L'ASN vous rappelle que le bilan demandé au titre de l'article 3.5 de la décision [3] ne concerne que les modifications matérielles. Les modifications temporaires des RGE ne doivent pas y figurer. Il doit cependant inclure l'ensemble des modifications matérielles telles que définies par l'article 2 de la décision [3], c'est-à-dire les modifications locales et nationales, temporaires ou pérennes, y compris celles n'ayant pas fait l'objet d'une demande d'autorisation au titre de l'article 26 du décret [8].
A3 : L'ASN vous demande de lui transmettre, dès que possible, le bilan des modifications matérielles tel que prévu à l'article 3.5 de la décision [3].
A4 : L'ASN vous demande de vous assurer de la cohérence entre les différentes notes d'organisation régissant la gestion des modifications matérielles du CNPE, afin, notamment, qu'elles prennent en compte la décision [3].
A5 : L'ASN vous demande de vous assurer d'une connaissance suffisante et d'une mise en œuvre effective des dispositions prévues par la décision [3] par vos équipes.
## Travaux De Génie Civil
Le manuel qualité [9] indique que « Dans le cas de travaux de Génie Civil en arrêt de réacteur, l'accord ASN
doit être disponible avant la divergence au plus tard ».
Les inspecteurs considèrent que cette phrase pourrait porter à interprétation en vous permettant de débuter des travaux de génie civil sans avoir obtenu l'autorisation de l'ASN, sous réserve que celle-ci vous parvienne au plus tard avant la divergence.
Les inspecteurs vous rappellent que les modifications redevables d'une autorisation de l'ASN au titre de l'article 26 du décret [8] ne peuvent être mises en œuvre avant l'obtention de la dite autorisation.
A6 : L'ASN vous demande de réviser votre manuel qualité [9], en concertation avec vos services centraux, afin de garantir que les modifications de l'installation soumises à autorisation ne peuvent débuter sans avoir obtenu son autorisation.
Evénement déclaré le 7 juin 2016 « Génération de l'événement de groupe 1 KRT 5 à la suite de la mise en place inappropriée d'une protection biologique entre la tuyauterie du circuit de vapeur principal VVP et la chaine de mesure de santé 2 KRT 018 MA »
Les inspecteurs ont consulté le compte rendu d'évènement significatif (CRES) [11] qui concerne la pose inappropriée, en novembre 2015, d'une protection biologique entre une tuyauterie du circuit de vapeur principal et une chaine de mesure de la radioactivité, empêchant cette dernière d'assurer ses missions dont la surveillance d'une fuite primaire secondaire. Le CRES met en évidence un défaut d'analyse et de maîtrise de l'activité de mise en place de ce matériel à proximité de la chaine de mesure 2 KRT 018 MA, classée élément important pour la protection (EIP) au sens de l'arrêté [2].
Dans la continuité, les inspecteurs ont souhaité examiner les règles de pose des protections biologiques temporaires au sein du CNPE de Golfech, particulièrement celles mises en place, avant 2016, à proximité de chaines de mesure de la radioactivité afin d'atténuer un bruit de fond radiologique important.
Malgré la demande des inspecteurs, vos services n'ont pas été en mesure de fournir l'analyse d'impact de la pose de ces protections biologiques temporaires sur les intérêts mentionnés à l'article L.
593-2 du code [1].
L'ASN vous rappelle que l'article 2 de la décision [3] indique que : « Une modification matérielle d'une INB est entendue comme l'ajout, la modification ou le retrait d'au moins un élément important pour la protection (EIP)
au sens de l'arrêté [2], ou l'ajout, la modification ou le retrait d'au moins un élément dont la présence, le fonctionnement ou la défaillance peut affecter le fonctionnement ou l'intégrité d'un EIP. ».
Par ailleurs, l'article 2.1 prévoit que : « Lorsque l'exploitant envisage une modification, il détermine si cette modification constitue une modification matérielle au sens de la présente décision. ».
A7 : L'ASN vous demande, au regard du CRES [11] et en application des articles 2 et 2.1 de la décision [3], d'analyser le cadre réglementaire associé à la pose de protections biologiques dans l'environnement proche d'EIP. Vous communiquerez le bilan de cette analyse pour l'ensemble des protections biologiques actuellement en place sur les installations.
## Etat « Bon Pour Réalisation »
Les inspecteurs ont consulté plusieurs dossiers de modifications nationales, incluant les accords des services métiers concernés afin de passer le dossier de modification à l'état « Bon Pour Réalisation
(BPR) ».
A cette occasion, ils ont constaté, pour la modification PNPP 3818, relative à la problématique de la température des locaux abritant les turbo alternateurs de secours (LLS), que le retour formalisé du service Conduite n'y figurait pas. Concernant la modification PNPP 3589 relative aux puisards
« basiques » des réacteurs du palier technique P'4 auquel appartient le CNPE de Golfech, les analyses d'impact de la modification par les différents métiers ont pour la plupart été obtenues après la date initialement fixée par le chargé d'affaires et n'étaient pas systématiquement formalisées dans les fiches réponses métier du dossier de réalisation.
A8 : L'ASN vous demande de vous assurer de la complétude des dossiers de modification et notamment que les métiers ont émis leur accord dans des délais compatibles avec la bonne mise en œuvre des dossiers de modification.
## Procès-Verbaux De Recollement
Les inspecteurs ont consulté le dossier de la modification PNPP 3616 relatif à la fiabilité de la vidange et de la mesure de niveau de la piscine d'entreposage du combustible (BK). A cette occasion, les inspecteurs ont constaté que les différentes montées d'indice des procès-verbaux (PV) de recollement contractuel ne permettaient pas de s'assurer du solde de la réalisation d'activités réalisées partiellement, alors que le formalisme du PV le permet.
Il est alors nécessaire de consulter de dossier de suivi des interventions pour s'assurer du solde complet des activités.
A9 : L'ASN vous demande d'améliorer la formalisation du solde des activités partiellement réalisées dans les PV de recollement des modifications.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Pnpp 3554 Relative À La Tenue Sismique Du Tronçon Commun Du Circuit De Réfrigération Intermédiaire Rri
Les inspecteurs ont consulté le dossier de la modification PNPP 3554 relative à la tenue sismique du tronçon commun du circuit de réfrigération intermédiaire RRI. Lors de la mise en œuvre de cette modification, des mesures vibratoires ont été réalisées et ont mis en évidence que des piquages présentaient des vibrations supérieures à l'attendu.
Conformément à la disposition transitoire n° 259 (DT 259) relative au programme de surveillance des piquages sensibles à la fatigue vibratoire, vous avez réalisé une surveillance particulière de ces piquages en effectuant des contrôles par ressuage qui se sont avérés conformes. Néanmoins, le dossier de modification ne fait pas apparaitre les mesures que vous envisagez pour réduire ces vibrations.
B1 : L'ASN vous demande de lui indiquer les mesures que vous envisagez afin de réduire les vibrations des piquages sensibles concernés par ce phénomène, dans le cadre de la modification PNPP 3554.
## Modifications Temporaires De L'Installation (Mti)
Les inspecteurs ont consulté la liste des modifications temporaires de l'installation (MTI) telles que définies dans la directive [10]. Ils ont noté que chaque modification temporaire de l'installation était associée à une fiche d'analyse du cadre réglementaire (FACR) et faisaient l'objet d'une échéance de résorption. En revanche, les inspecteurs ont noté qu'à chaque report d'échéance, les MTI ne faisaient pas l'objet d'un réexamen de la FACR.
B2 : L'ASN vous demande d'examiner l'opportunité de réexaminer à chaque report d'échéance de résorption d'une MTI l'impact de ce report sur les intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code [1].
## C. Observations Néant.
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, 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'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux, SIGNÉ PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-CAE-2016-0192 |
DIVISION DE CAEN
Hérouville-Saint-Clair, le 4 juillet 2016 N/Réf. : CODEP-CAE-2016-026426 Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50 340 LES PIEUX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection n° INSSN-CAE-2016-0192 du 15 au 16 juin 2016 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 annoncée a eu lieu les 15 et 16 juin 2016 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Flamanville sur le thème des systèmes électriques. 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 des 15 et 16 juin 2016 a concerné l'organisation du CNPE de Flamanville mise en place pour assurer l'exploitation, la maintenance et la surveillance des différents systèmes électriques constitués par les transformateurs électriques et les groupes électrogènes de secours (LHP et LHQ) dont la turbine à combustion (LHT). Les inspecteurs ont examiné, par sondage, la documentation relative à l'exploitation et aux opérations de maintenance. Ils ont aussi vérifié certains résultats relatifs aux essais périodiques réalisés sur ces matériels ainsi que les suites des évènements significatifs pour la sûreté survenus sur ces matériels au cours des derniers mois. Les inspecteurs ont visité les locaux abritant certains équipements électriques des deux réacteurs. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour le suivi des groupes électrogènes de secours apparaît insuffisante notamment vis-à-vis du suivi des visites réalisées sur le terrain lors de l'évaluation de la fiabilité des systèmes. Les inspecteurs ont également relevé que le contenu des bilans de santé des groupes LHP et LHQ ne permet pas de réaliser une analyse de l'évolution des équipements entre deux bilans.
www.asn.fr
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Visite De Terrain Des Chargés De Composants Et Des Chargés De Systèmes
Le CNPE de Flamanville applique, depuis 2011, la méthode de maintenance dénommée « AP-913 ».
L'objectif de cette méthode est de réduire significativement les défaillances des systèmes et des composants jugés critiques notamment pour la sûreté de l'installation. Elle repose sur une implication forte du management, sur une approche transverse des métiers, sur une surveillance de l'état des matériels et systèmes et sur le traitement réactif du retour d'expérience. Elle s'appuie sur un système d'information adapté (outils informatiques « SYSTEM IQ » et « PLANT IQ »). Le management de la fiabilité selon l'AP 913 repose sur une filière « composants » et sur une filière « systèmes ». Les chargés de composants doivent avoir une connaissance fine du matériel dont ils ont la charge tandis que les chargés de systèmes doivent avoir une vision transverse des fonctions devant être assurées. L'une des missions des chargés de composants et des chargés de systèmes est d'effectuer régulièrement des visites de terrain permettant la détection précoce d'anomalie de fonctionnement ou de dégradation de matériels et l'évaluation de l'état de santé des composants et des systèmes.
Les inspecteurs ont demandé à l'exploitant d'expliquer la démarche qu'il a mise en œuvre afin de suivre l'état des composants et des systèmes ainsi que l'évolution des défauts constatés qui nécessitent un suivi particulier. Ils ont demandé une présentation de la démarche retenue par l'exploitant afin de définir la périodicité des visites de ces matériels et la façon dont sont exploités les conclusions des visites et les écarts relevés. La périodicité des visites terrain des chargés de systèmes est définie par le classement des systèmes dans l'AP 913 : semestrielle pour les systèmes jugés importants et trimestrielle pour les systèmes jugés critiques. Vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter durant l'inspection la démarche retenue afin de prévoir la périodicité des visites de terrain des chargés de composants. Certaines périodicités sont définies par le logiciel « PLANT IQ » qui est un outil de gestion utilisé par certains membres du service « fiabilité ». Par ailleurs, les inspecteurs n'ont pas pu consulter les relevés de conclusions d'une visite de terrain d'un chargé de composants.
- de préciser les périodicités minimales des visites de terrain que doivent respecter les chargés de composants et les principes que vous retenez pour augmenter la fréquence de ces visites à la suite d'un constat de dégradation ;
- de préciser les outils ou documents qui permettent de référencer et de consulter le résultat de ces visites ;
- d'expliquer le processus de décision et de validation des actions à mettre en œuvre à la suite d'un constat de dégradation.
En ce qui concerne les chargés de systèmes, les inspecteurs ont pu noter que certains comptes rendus de visites terrain sont bien reportés sur le logiciel « SYSTEM IQ » mais que pour les systèmes LHP/Q par exemple, qui doivent faire l'objet d'une visite trimestrielle, aucun compte-rendu de ronde n'a été enregistré durant l'année 2015, sans que cela n'ait été expliqué. Alors que certains défauts de corrosion des équipements extérieurs des systèmes LHP/Q ont été relevés lors de plusieurs visites, aucune action corrective n'a été mise en œuvre. De plus, les comptes rendus de visites terrain consultés lors de l'inspection ne permettent pas de tracer l'état d'un système afin d'être en mesure de suivre son évolution notamment en cas de dégradation. Je vous demande :
- de mettre en place une démarche précisant la traçabilité et le suivi des constats de dégradation faits lors des visites de terrain qui participent au suivi de l'état des composants et des systèmes ainsi que le processus de validation de ces visites ;
- **d'expliquer le processus d'enregistrement des comptes rendus de ces visites et les**
actions correctives éventuelles qui en découlent ;
- de préciser les utilisateurs des logiciels « PLANT IQ » et « SYSTEM IQ » qui peuvent renseigner ou consulter les constats et les indicateurs de l'état de santé des composants et des systèmes (au niveau local et national) ;
- **de préciser le contrôle interne de validation de ces constats et de ces indicateurs que**
vous mettrez en place.
## A.2 Bilans De Santé Des Systèmes Et Bilans Matériels
Périodiquement, les filières « composants » et « systèmes » du service fiabilité établissent, d'une part, des états de santé des composants et des bilans matériels, d'autre part, des bilans de santé des systèmes. Le référentiel organisationnel de l'AP 913 précise que les bilans matériels donnent une vision des problématiques transverses à une famille de composants, telles que le vieillissement, l'obsolescence, les non qualités de maintenance et d'exploitation. Ils doivent proposer et prioriser des actions de fiabilisation. Ils sont notamment établis à partir des états de santé des composants régulièrement renseignés sur « PLANT IQ » par les chargés de composants. Les bilans de santé d'un système donnent une vision de la fiabilité d'un système sur les différents réacteurs d'un CNPE, en se basant notamment sur un jeu d'indicateurs prédéfinis ou validés par vos services centraux. Ils doivent établir, pour chaque indicateur dégradé, un plan d'actions nécessaire au rétablissement de la fiabilité du système concerné.
Pour cela, la cause probable de la dégradation de chaque indicateur doit être identifiée dans le bilan de santé d'un système. Les plans d'actions définis dans les bilans matériels et les bilans de santé des systèmes sont proposés à un comité de fiabilité présidé par un représentant de la direction du site. Ce comité valide les actions jugées pertinentes. Les inspecteurs ont examiné les bilans d'état de santé, les bilans matériels et les bilans de santé des systèmes LHP et LHQ. Les bilans d'état de santé d'un composant fournis aux inspecteurs se présentent sous la forme d'une synthèse des états de santé renseignés sous « PLANT IQ » sur une période de 6 mois. Les inspecteurs ont noté que ce document de synthèse permettait de lister les événements marquants (perte de production due au composant, événements fortuits de groupe 1, événements significatifs ou intéressant la sûreté…), les fiches d'écart non closes, les demandes d'intervention en cours sur les matériels, les tâches de maintenance non réalisées dans les délais prescrits, le retour d'expérience récent et les nouvelles prescriptions applicables à un composant. Il s'agit donc d'un document de synthèse utile pour établir un bilan matériel ou un bilan de santé d'un système mais il ne comporte pas de propositions d'actions permettant d'améliorer la fiabilité. Les bilans matériels de 2012 et de 2014 des groupes électrogènes de secours LHP et LHQ qui ont été remis lors de l'inspection ne sont pas les documents validés qui sont dus au titre de l'AP 913. En effet, ces documents ne comportent ni signature, ni référence, ni trace de diffusion. Sur le fond, le bilan matériel de 2014 présente une perte substantielle d'informations par rapport à celui de 2012 et n'est pas conforme aux règles d'élaboration d'un bilan matériel, telles que définies par l'AP 913. Ainsi, à la différence du bilan matériel de 2012, le bilan de 2014 ne présente ni les facteurs d'influence susceptibles d'affecter la fiabilité des matériels (date de mise en service, nombre d'heures de fonctionnement, nombre de démarrages…), ni le plan d'actions visant à améliorer la fiabilité et traiter les écarts et les problématiques présentes. Vos représentants ont indiqué que le document remis pourrait s'écarter du document définitif. Par ailleurs, les bilans matériels 2012 et 2014 présentent une simple appréciation des différents paramètres de suivi de l'état de santé des groupes électrogènes (vibrations, analyse d'huile, etc.). Or, les règles d'élaboration définies par vos services centraux demandent que ces documents présentent une analyse de tendance de l'évolution des différents paramètres de suivi. Je vous demande :
- de transmettre les bilans matériels définitifs des groupes électrogènes de secours LHP
établis fin 2012 et fin 2014 ;
- d'identifier les éventuels écarts de ces bilans aux règles d'élaboration nationales et d'y remédier le cas échéant.
Les bilans systèmes établis par vos services centraux sur la période allant d'une part, de mi 2012 à fin 2014 (note D455014027138), et d'autre part, sur l'année 2014 (note D455015032193) font apparaître un état dégradé « rouge » des systèmes LHP et LHQ des deux réacteurs sur la majorité des trimestres observés. Or les bilans matériels des groupes électrogènes de secours 2012 et 2014, remis lors de l'inspection, reportent un état correct « vert » du matériel sur les mêmes périodes.
Je vous demande d'expliquer les différences de classement de l'état des groupes électrogènes de secours LHP et LHQ du site figurant dans les bilans systèmes nationaux et dans les bilans matériels locaux examinés en inspection.
Les inspecteurs ont pu consulter les bilans de santé des systèmes LHP et LHQ. Ils ont noté qu'ils ne comportaient pas de report des comptes rendus des constats réalisés sur les matériels et notamment, la corrosion des équipements extérieurs relevée sur ces matériels lors des visites terrain. Ils ont relevé également que, contrairement aux règles d'élaboration de ces bilans, ceux-ci ne comportaient ni commentaires des résultats du jeu d'indicateurs, ni analyse des causes apparentes de dégradation des indicateurs non « vert », ni proposition de plan d'actions permettant d'améliorer la fiabilité de ces systèmes. Les inspecteurs n'ont pas pu consulter durant l'inspection les bilans matériels et les bilans de santé établis dans le cadre de la démarche AP 913 pour les systèmes LLS, LHT, LHR et GEV.
Je vous demande de prendre des dispositions afin que les bilans de santé établis pour les systèmes LHP, LHQ, LLS, LHR, LHT et GEV soient représentatifs de l'état des systèmes et de leur fiabilité conformément à la démarche AP 913. Je vous demande de me transmettre l'analyse des causes apparentes des dégradations de chaque indicateur constatées sur les transformateurs de puissance (systèmes LGR et GEV), sur la turbine à combustion (système LHT), sur les groupes électrogènes de secours (systèmes LHP et LHQ) et sur les groupes turboalternateurs (systèmes LLS), sur l'année 2015 et sur le début de l'année 2016. Vous indiquerez les actions permettant d'y remédier, telles que proposées par les chargés de composants ou de systèmes, et vous préciserez celles qui ont été validées par le comité de fiabilité. Vous me transmettrez les relevés de décisions du comité de fiabilité qui entérinent les actions retenues.
## A.3 Clapets Coupe-Feu Des Locaux Électriques Des Groupes Électrogènes
En examinant la grille d'évaluation des groupes électrogènes LHP et LHQ, les inspecteurs ont noté qu'il est précisé que les clapets coupe-feu des locaux électriques des diesels présentent un défaut depuis 12 ans et qu'une demande d'intervention (DI) est toujours en cours sur le sujet. Vos représentants ont précisé que ces clapets coupe-feu devraient être démontés mais qu'en attendant ils ont été bloqués en position ouverte. En effet, ces clapets coupe-feu doivent être maintenus ouverts à la suite d'une modification de la sectorisation des locaux. La fermeture intempestive de ces clapets coupe-feu compromettrait la ventilation des locaux électriques des diesels. Lors de la visite des locaux, les inspecteurs ont noté que certains de ces clapets coupe-feu ne sont pas bloqués en position ouverte.
- de prendre des dispositions nécessaires afin d'éviter la fermeture intempestive des clapets coupe-feu, non-détectable en salle de commande ;
- **de vous positionner sur l'état de sûreté, vis-à-vis de la prise en compte du risque**
incendie, des locaux électriques des groupes diesels.
## A.4 Suites De L'Évènement Du 28 Mars 2016
Concernant le rapport de l'évènement du 28 mars 2016, les inspecteurs ont souhaité examiner les suites de l'évènement et notamment les conclusions de l'analyse approfondie de l'origine de l'arrivée de gazole dans l'huile des culbuteurs du groupe 2 LHQ 001 MO. Vos représentants ont indiqué que les investigations sont toujours en cours et que l'expertise demandée au constructeur n'avait pas été transmise. Les inspecteurs ont examiné les résultats des analyses d'huile des circuits de graissage des moteurs et des culbuteurs des différents diesels du site. Ils ont constaté l'absence d'analyse d'huile des moteurs sur l'année 2015. Ils ont également relevé que, selon les dernières analyses réalisées en avril 2016, les 3 autres diesels du site sont également affectés par une fuite de gazole dans l'huile du circuit de graissage des culbuteurs. Or la version actuelle et provisoire du rapport d'événement ne fait pas état du caractère potentiellement générique à l'ensemble du site du problème de fuite de gazole dans le circuit d'huile des culbuteurs des groupes diesels. La présence de gazole dans l'huile abaisse sa viscosité ainsi que son point éclair. À la suite de l'événement du 28 mars 2016, vous avez estimé que le diesel 2 LHQ 001 MO était disponible sur la base notamment d'un avis du constructeur mais sans définir un critère d'acceptabilité relatif à la teneur de gazole dans l'huile ou à la viscosité de celle-ci. Ce critère reste à définir et devra tenir compte du temps de fonctionnement fixé à un groupe électrogène LHP/Q en situation accidentelle. Outre les conclusions de l'analyse approfondie de l'origine de la présence de gazole dans l'huile des culbuteurs du diesel 2 LHQ 001 MO ainsi que dans celle des autres diesels du site, je vous demande de faire apparaître dans la révision du rapport de l'évènement significatif que vous transmettrez :
- la définition d'un critère de la qualité de l'huile permettant d'identifier clairement la disponibilité du diesel,
- **la robustesse du critère d'acceptation retenu afin de juger de l'acceptation de la qualité**
de l'huile,
- la robustesse des essais de requalification d'un diesel, en précisant notamment le temps de fonctionnement minimal en charge permettant d'obtenir des résultats d'analyse d'huile représentatifs,
- **la possibilité d'un mode commun de vieillissement vis-à-vis des équipements voisins,** - **le programme et les résultats d'expertise des pièces démontées ainsi que votre plan**
d'actions élaboré à partir de ces résultats pour résorber la présence de gazole dans l'huile des culbuteurs des diesels du site.
## A.5 Infiltrations Dans Le Local 1Da0301 Sur Le Réservoir 1 Lhp 680 Ba
Lors de l'inspection des 22 et 23 octobre 2015, les inspecteurs avaient noté des écoulements de liquide au niveau du réservoir 1 LHP 680 BA du groupe électrogène de secours. Dans votre réponse à la lettre de suites de l'inspection, vous indiquiez effectuer les réparations nécessaires pour le 31 mars 2016. Lors de la visite, les inspecteurs ont relevé que les infiltrations persistaient et qu'aucune réparation n'avait été réalisée.
Je vous demande de vous engager sur une échéance de réalisation des travaux d'étanchéité du réservoir 1 LHP 680 BA.
## A.6 Etat Des Matériels Du Réacteur N° 1
Lors de la visite des locaux des équipements électriques du réacteur n° 1, les inspecteurs ont relevé :
- des traces de gazole sous le filtre « polo » 1 LHP 651 FI ; - des traces d'huile sous le filtre 1 LHP 099 FI ;
- une flaque d'un mélange huile-eau-gazole à proximité du réservoir de fioul principal ;
- que le joint « dilatoflex » et le joint associé au niveau de l'échappement des diesels LHP/LHQ
sont détériorés ;
- que le joint « dilatoflex » du refroidissement en eau présente un décalage en toiture ; - des suintements d'huile au niveau des cylindres B5 à B8 du diesel 1 LHP 001 MO ; - la présence de rondelles « à éventail » au niveau des soupapes de décharge des circuits d'huile.
- **de faire procéder au nettoyage des différentes traces d'hydrocarbures relevées ;**
- de remettre en conformité les équipements « dilatoflex » en place au niveau de l'échappement des diesels LHP/LHQ et du refroidissement en eau ;
- **de préciser si les suintements d'huile constatés au niveau des cylindres B5 à B8 du**
diesel 1 LHP 001 MO sont de nature à compromettre le fonctionnement et la disponibilité de l'équipement ;
- **de vous prononcer sur la conformité de l'utilisation des rondelles « à éventail »**.
## A.7 Etat Des Matériels Du Réacteur N° 2
Lors de la visite des locaux des équipements électriques du réacteur n° 2, les inspecteurs ont relevé que les aérothermes du diesel LHP sont dans un état de corrosion bien supérieur à ceux du diesel LHQ, que ce soit au niveau des supports des aérothermes sur le mur ou des systèmes aérothermes eux-mêmes. Ils ont relevé également que :
- sur la tuyauterie d'eau de refroidissement en sortie de l'aérotherme 2 LHQ 220 RF, une vis au niveau de la bride de fixation touche la tuyauterie, ce qui entraîne un point de corrosion sur la tuyauterie ;
- un support est manquant au niveau d'une bride de la tuyauterie d'eau de refroidissement en sortie de l'échangeur du diesel LHQ en toiture ;
- un raccord du circuit de l'air de lancement du diesel LHQ est déboité ; - le calorifuge sur l'échappement du diesel LHQ est partiellement démonté.
- **de traiter la corrosion présente sur la tuyauterie d'eau de refroidissement en sortie de**
l'aérotherme 2 LHQ 220 RF ;
- **de justifier la disponibilité du diesel LHQ compte tenu du déboitement constaté du**
raccord sur le circuit d'air de lancement et de mener les actions correctives nécessaires ;
- **de remplacer le support manquant au niveau de la bride de la tuyauterie d'eau de**
refroidissement en sortie de l'échangeur du diesel LHQ en toiture,
- **de remettre en conformité le calorifuge sur l'échappement du diesel LHQ**
- **d'analyser la différence d'état de corrosion entre les aérothermes des deux diesels LHP**
et LHQ du réacteur n° 2.
## A.8 Consignation Du Disjoncteur 605/606 De La Turbine À Combustion (Tac)
Lors de la réalisation de l'essai à blanc de la consigne « I LHT 2 », les inspecteurs ont noté que le disjoncteur est consigné par l'exploitant depuis le 29/11/2013.
Cette consignation a été mise en place à la suite du démontage d'un autre disjoncteur afin de garantir la position du disjoncteur 605/606 et garantir ainsi le démarrage de la TAC en cas de besoin.
Je vous demande de me préciser les actions réalisées sur la TAC en novembre 2013 qui ont amené à la consignation du disjoncteur 605/606 et de vous prononcer sur la qualification de la TAC suite à cette modification.
## B Compléments D'Information B.1 Pré-Graissage De La Pompe 1 Lhp 080 Po
Le carter de la pompe de pré-graissage 1 LHP 080 PO présente des vibrations qui ont nécessité la mise en place d'une sangle en attendant le remplacement de la pompe prévu à la prochaine visite décennale. Vous avez mis en place une surveillance renforcée de ces vibrations (tous les 15 jours). Lors de la visite des locaux, les inspecteurs ont noté que la sangle avait été changée la veille de l'inspection et ils ont demandé à connaitre les valeurs des vibrations avant le changement de la sangle.
Ces éléments n'ont pas été apportés aux inspecteurs.
Je vous demande de me transmettre les valeurs des relevés des vibrations du carter de la pompe de pré-graissage 1 LHP 080 PO avant le changement de la sangle du carter et l'analyse justifiant le fonctionnement de cette pompe jusqu'à son prochain remplacement.
## B.2 Consigne « I Lht 2 »
Les inspecteurs ont fait procéder à un exercice de mise en situation qui a consisté en un essai à blanc de la consigne « I LHT 2 ». Au cours de cet essai, les inspecteurs ont relevé plusieurs incohérences dans les actions à réaliser et notamment :
- au niveau de la tâche d'éclissage, il y a une erreur dans l'intitulé de la clé à récupérer (XA au lieu de XD),
- au niveau de la tâche de mise sous tension du tableau émetteur, il est demandé de récupérer les clés dans le coffret 009CR alors qu'il s'agit du coffret 010CR.
Vos représentants ont précisé que lors des derniers essais à blanc réalisés, plusieurs imprécisions avaient été relevées et qu'elles seront prises en compte dans la prochaine révision de la consigne qui est en cours. Je vous demande de me transmettre, dès qu'elle sera disponible, la nouvelle version de la consigne « I LHT 2 » en mettant en évidence les évolutions par rapport à la version précédente. Les inspecteurs ont souligné que le matériel et le personnel nécessaires à la réalisation des différentes tâches appelées par la consigne, ne sont pas listés dans le document et ils se sont interrogés sur la capacité des intervenants à réaliser les différentes tâches en situation réelle, notamment par manque d'éclairage.
Je vous demande d'examiner la possibilité de compléter la consigne « I LHT 2 », par la liste du matériel et du personnel nécessaires à la réalisation de la consigne.
## B.3 Galeries Souterraines Des Transformateurs Ts Et Ta Sur Les Réacteurs N° 1 Et 2
Lors de la visite des galeries souterraines des câbles des transformateurs TA et TS sur les deux réacteurs, les inspecteurs ont noté la présence importante d'eau dans le puisard du caniveau du TS de la tranche 2. L'origine de ces infiltrations n'est pas identifiée et il n'a pas été précisé si des actions avaient été engagées pour y remédier. Les inspecteurs ont également constaté des traces d'anciennes infiltrations d'eau dans la galerie des câbles du TA de la tranche 2 qui ont fait l'objet d'une réparation
(rebouchage d'une trémie) pas encore totalement finalisée. Je vous demande de rechercher l'origine de la présence d'eau dans les galeries souterraines des câbles des transformateurs TA et TS et de préciser les actions que vous allez mettre en œuvre pour y remédier.
## B.4 Visite De La Tac Et Du Lls
Lors de la visite de la TAC, les inspecteurs ont relevé :
- des traces d'huile sur les bouchons de purge des réducteurs ; - un mauvais état de propreté du diesel de lancement de la TAC, ce qui ne permet pas de se prononcer sur l'état de ses flexibles ;
- que le calorifuge de la TAC n'est pas fixé.
Lors de la visite du LLS, ils ont également noté des fuites d'huile sous le régulateur « woodward ». Je vous demande de traiter les observations relevées.
## B.5 Suivi Des Suites D'Engagements
Dans le compte-rendu de l'évènement significatif pour la sûreté du 7 novembre 2015 concernant les défauts des joints de rechange à la suite du remplacement de l'ensemble des joints du circuit de réfrigération du TA, vous vous êtes engagé à faire mener un audit réactif de l'entreprise prestataire par un de vos services centraux. Vous avez présenté le courrier transmis au service concerné mais vous n'avez pas présenté le compte-rendu des audits réalisés, ni des plans d'actions associés. Je vous demande de me transmettre le compte-rendu des audits réalisés chez les deux fournisseurs concernés par l'évènement significatif pour la sûreté du 7 novembre 2015 ainsi que les plans d'action qui en découlent. Concernant l'évènement significatif pour la sûreté du 15 septembre 2015 relatif à la perte du tableau 2 LDC 001 TB, une analyse de risque spécifique a été rédigée sur le remplacement de la batterie LDC 001 BT. Les inspecteurs ont souhaité vérifier comment cette analyse de risque a été intégrée dans le dossier de suivi d'intervention correspondant et ils ont constaté que les différentes parades mises en évidence dans l'analyse de risque n'ont pas été intégrées dans le dossier de suivi d'intervention. Ils ont également souhaité examiner le courrier transmis à la structure palier 1300 afin de créer la gamme d'intervention correspondante. Vos représentants ont précisé que cette batterie LDC 001 BT est spécifique à Flamanville et que de ce fait, il n'y a pas nécessité de créer une gamme au niveau de la structure palier 1300.
- de me transmettre la révision du compte-rendu de l'évènement significatif pour la sûreté du 15 septembre 2015 afin de faire apparaître la prise en compte de l'analyse de risque spécifique portant sur le remplacement de la batterie LDC 001 BT ;
- **de modifier votre engagement de création de la gamme d'intervention au niveau de la**
structure palier 1300 en considérant que cette batterie LDC 001 BT est spécifique au site de Flamanville.
Dans le compte-rendu de l'évènement significatif pour la sûreté du 9 octobre 2015 concernant le nonrespect de la conduite à tenir des évènements de groupe 1 LG1 et DVN2 à la suite de la perte du transformateur auxiliaire, réacteur en RCD, vous vous êtes engagé à transmettre à l'ASN, le bilan de l'historique des modifications réalisées sur les TA et mettre à jour les plans concernés. Au cours de l'inspection, vos représentants ont annoncé le souhait de demander un report de cette date d'engagement, fixée aujourd'hui au 30 juin 2016, car la mise à jour des plans n'est pas terminée. Les inspecteurs ont précisé que la transmission de l'historique pouvait se faire dans un premier temps et ultérieurement, celle des plans. Je vous demande de me transmettre le bilan de l'historique des modifications réalisées et de m'indiquer une nouvelle date de transmission des plans concernés.
## C Observations C.1 Essais Périodiques 1 Lht 3-893 Et 2 Lht 3-893
Lors de l'examen des résultats de l'essai périodique de la turbine à combustion à 100% de puissance nominale, les inspecteurs ont relevé l'absence d'incertitudes sur la mesure de la puissance. De fait, il n'a pu être démontré que les résultats des essais périodiques réalisés le 07/09/2015 et le 18/05/2015 sur le système LHT étaient satisfaisants en prenant en compte l'incertitude de mesure associée. Le 24 juin 2016, le site a déclaré un évènement significatif pour la sûreté concernant l'absence de vérification d'un critère « RGE » suivant la périodicité requise sur le système LHT.
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, 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 division, Signé par, Hélène HERON |
INSSN-CAE-2016-0609 |
DIVISION DE CAEN
Hérouville-Saint-Clair, le 20 septembre 2016 N/Réf. : CODEP-CAE-2016-037200 Monsieur le Directeur de l'aménagement de Flamanville 3 BP 28 50 340 FLAMANVILLE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base, des équipements sous pression nucléaires et des appareils à pression implantés dans le périmètre d'une INB
EPR Flamanville - INB n°167 Inspection n° INS-CAE-2016-0609 des 1er et 2 septembre 2016 Équipements sous pression (nucléaire) et réalisation des épreuves hydrauliques Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V et 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] Décret no 99-1046 du 13 décembre 1999 relatif aux équipements sous pression [4] Arrêté du 12 décembre 2005 relatif aux équipements sous pression nucléaires
[5] Fiche FAREX CEIDRE D309514006480 indice B. Conservation des équipements neufs. [6] Courrier D3051116074825 du 25/07/2016
[7] Procédure GMES 128001-0802 - FA3- EM4. Procédure de propreté et nettoyage sur site. Conservation.
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 les 1er et 2 septembre 2016 sur le chantier de construction du réacteur de Flamanville 3 sur le thème des équipements sous pression (nucléaire) et de la réalisation des épreuves hydrauliques des équipements sous pression.
www.asn.fr 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 des 1er et 2 septembre 2016 sur le chantier de construction du réacteur de Flamanville 3 sur le thème des équipements sous pression nucléaire et de la réalisation des épreuves hydrauliques des équipements sous pression a porté sur l'examen documentaire de la surveillance, de l'entretien et des réparations et modifications effectuées sur les équipements jusqu'à leur mise en service. Par ailleurs, les inspecteurs ont contrôlé sur site la réalisation d'une épreuve hydraulique de tuyauteries du système de borication de sécurité du réacteur (RBS) dans le cadre du contrat YR4101 relatif à la chaudière nucléaire. Au vu de l'examen par sondage effectué sur l'épreuve hydraulique de tuyauteries du système RBS,
l'organisation définie pour la réalisation des épreuves dans le cadre du contrat YR4101 apparaît satisfaisante. Toutefois, le classement de ces opérations en application des dispositions de l'arrêté en référence [2] devra être reconsidéré. Au vu de l'examen réalisé par sondage de la surveillance et de l'entretien des équipements, les dispositions relatives à la conservation des équipements nécessitent d'être davantage explicitées et justifiées. De même, le suivi de ces opérations ainsi que celui des réparations et modifications des équipements doit être amélioré afin d'assurer le respect des dispositions du point VII de l'article 17 du décret en référence [3] et de l'arrêté en référence [4].
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Identification Des Activités Importantes Pour La Protection (Aip).
L'article 2.5.2 de l'arrêté en référence [2] exige que « l'exploitant identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies et en [tienne] la liste à jour. ». Dans le cadre de l'identification des AIP réalisées sur le site de construction dans le domaine mécanique, l'exploitant a élaboré un guide référencé ECFA093228 dédié à cet objectif. Ce guide mentionne un certain nombre de règles pour guider les agents EDF dans l'identification des AIP et propose un classement *a priori* des activités communes sur le chantier. Ainsi, par application de ce guide, il apparaît qu'EDF ne considère pas une épreuve hydraulique comme une AIP mais que la « remise en conformité après épreuve hydraulique » doit être considérée comme une AIP. Les inspecteurs ont souligné le fait que l'application d'une pression inappropriée lors de l'épreuve hydraulique pouvait notamment conduire aux cas suivants :
- si la pression d'épreuve est trop faible, l'aptitude des équipements à subir la pression d'épreuve pour laquelle ils sont conçus ne saurait être démontrée sur l'équipement tel que construit,
- si la pression est trop élevée, l'épreuve hydraulique pourrait conduire à des déformations excessives de l'équipement sans possibilité d'y remédier.
Par ailleurs, un dysfonctionnement dans le contrôle des équipements pendant ou après l'épreuve hydraulique pourrait vous amener à ne pas détecter une déformation ou des désordres préjudiciables pour le bon fonctionnement de ces équipements.
Malgré le fait qu'EDF n'ait pas considéré les premières épreuves hydrauliques réalisées sur le chantier de Flamanville 3 comme un AIP, les inspecteurs ont relevé qu'EDF avait exercé une surveillance des intervenants extérieurs en charge de ces activités.
Sur la base des éléments mentionnés ci-dessus, je vous demande de reconsidérer l'identification de la réalisation des épreuves hydrauliques d'équipements sous pression comme AIP. Vous m'informerez des actions menées en ce sens et justifierez au besoin votre analyse sur la base des cas susmentionnés.
## A.2 Réalisation De L'Épreuve Hydraulique De Tuyauteries Du Rbs.
L'article 2.5.3 de l'arrêté en référence [2] exige notamment que « *chaque activité importante pour la protection* [fasse] 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 ».
L'article 2.5.6 de l'arrêté en référence [2] exige notamment que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation [fassent] 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 assisté à la réalisation d'une épreuve hydraulique de tuyauteries du système RBS et ont examiné la documentation du suivi de cette opération établie par le groupement momentané d'entreprises (GMES) en charge de cette activité. Cet examen n'a pas révélé d'anomalie à l'exception du document de suivi qui mentionnait le retrait des dispositifs et moyens particuliers (DMP) nécessaires à la réalisation de l'épreuve alors que ceux-ci étaient *a priori* encore en place. Vos représentants ont considéré que la signature mentionnée signifiait que l'ordre du retrait avait été donné, les vérifications préalables à ce retrait ayant été réalisée. Dans cette hypothèse, le document est incomplet car il n'existe pas d'opérations ultérieures traduisant le retrait effectif de ces dispositifs.
Par ailleurs, la « remise en conformité après épreuve hydraulique » devant être considérée comme une AIP selon votre guide référencé ECFA093228, il convient qu'un contrôle technique du retrait des DMP soit réalisé et documenté une fois ce retrait effectué. La documentation et les pratiques mises en œuvre le jour de l'inspection ne permettait pas le respect de cette exigence. Je vous demande de veiller à la clarification de la documentation afin que la désignation des opérations mentionnées dans le document de suivi soit explicitée pour éviter les risques de confusion entre la réalisation des vérifications préalable à une activité et la réalisation effective de cette activité ainsi que son contrôle technique si nécessaire. Vous veillerez à assurer un contrôle exhaustif de la documentation afin d'identifier les éventuels autres éléments susceptibles de présenter de tels risques de confusions et de vous conformer aux exigences de l'arrêté en référence [2].
## A.3 Conservation Des Équipements.
L'article 2.6.3 de l'arrêté en référence [2] exige notamment que « l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à […] définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées » et « *mettre en œuvre les actions ainsi définies* […] ». Les inspecteurs ont examiné les modalités de traitement d'un écart ayant mis en exergue l'insuffisance des conditions de conservation sur quelques équipements particuliers avec des constats de corrosion par aération différentielle à la suite de mauvais séchages après la réalisation d'épreuves hydrauliques sur le site, de dépôts de corrosion risquant d'entrainer une pollution ultérieure des circuits ainsi que de pollutions ferritiques ou piqûrations éventuelles. Cette insuffisance explicitée dans le document en référence [5] peut provenir du critère inadéquat pour la conservation sèche fixé à 50% de taux d'humidité relative à 20°C ou de non-respect des procédures de mise en propreté, de stockage et de conservation. Tenant compte de ces constats et en complément des éléments évoqués dans le courrier en référence [6], vos représentants ont présenté aux inspecteurs leur stratégie de traitement par échantillonnage sur dix-sept équipements installés de longue date et qui consiste à réaliser une vérification de l'état de ces équipements. A l'issue de ces opérations et après les essais de démarrage qui comprendront des rinçages dynamiques pour éliminer la corrosion surfacique ou d'autres impuretés pouvant exister dans les tuyauteries, vous envisagez deux options : - la conservation en eau déminéralisée et conditionnée ; - la conservation sèche, telle que pratiquée à l'arrêt sur de nombreux équipements du parc en exploitation. Les inspecteurs ont pris note de cette stratégie mais soulignent qu'elle ne traite pas explicitement des risques identifiés précédemment tels que la pollution ferritique, la piqûration ou la corrosion par aération. Ainsi, l'efficacité du rinçage dynamique vis-à-vis des différents risques de corrosion et les modalités de conservation par séchage évoquée après essais ne sont pas précisées alors que les risques de corrosion découlent de la définition de ces modalités (température et taux d'hygrométrie notamment). De même, la justification du programme par échantillonnage n'est pas établie. Afin de tirer complètement le retour d'expérience de cet écart, je vous demande de préciser votre stratégie de conservation des équipements en tenant explicitement compte des risques de corrosion avérés ou susceptibles de l'être analysés dans le document en référence [5] et en justifiant que les parades envisagées permettent d'écarter chacun de ces risques. Je vous demande également d'établir la justification du programme par échantillonnage mentionné dans votre courrier en référence [6]. La note en référence [7] traite de la conservation des équipements mise en œuvre par le GMES dans le cadre du contrat YR4101. Cette note mentionne, dans les cas des circuits en aciers au carbone, que la conservation est réalisée par le maintien des lignes sous air sec avec un taux d'humidité à 20°C inférieur à 50%, cette valeur étant notablement remise en cause dans le document en référence [5]. Les inspecteurs notent que cette valeur n'est pas cohérente avec les dispositions de conservation sèche, telles que pratiquées à l'arrêt sur de nombreux équipements du parc en exploitation et évoquées dans votre courrier en référence [6]. En effet, la conservation sèche des équipements du parc en exploitation est réalisée avec un taux d'hygrométrie inférieur. A titre d'illustration, sur les générateurs de vapeur, ce taux est mesuré et est inférieur en règle générale à 30% avec une limite à 40%. Je vous demande d'assurer la cohérence de votre système documentaire déclinant l'application de votre stratégie de conservation des équipements. Vous veillerez à compléter les éléments évoqués dans votre courrier en référence [6] en précisant les modalités opérationnelles de séchage des équipements après leur vidange.
## B. Compléments D'Information B.1 Entretien, Surveillance Et Réparation Des Équipements.
Le point III de l'article 17 du décret en référence [3] précise que l'exploitant est responsable de l'entretien, de la surveillance et des réparations des équipements. Les opérations de conservation de l'équipement, dès lors que celui-ci est attesté conforme, relève de la responsabilité de l'exploitant et doivent faire partie de leur suivi. Concernant les équipements sous pression nucléaires soumis à l'annexe 5 de l'arrêté en référence [4], ces éléments doivent figurer dans le dossier d'exploitation de l'équipement. Les éventuelles réparations et modifications font partie des éléments à intégrer à ce dossier d'équipement. Dès lors que ces opérations sont réalisées après que l'équipement ait été attesté conforme, elles relèvent également de la responsabilité de l'exploitant. Je vous demande de me présenter les dispositions organisationnelles qui permettent d'assurer un suivi des opérations d'entretien, de surveillance et des réparations de chaque équipement sous pression (nucléaire) et disposant déjà d'une attestation de conformité. Je vous demande de me préciser les modalités de réparation réalisées sur les équipements après qu'ils aient été attestés conforme par le fabricant en précisant les responsabilités assumées par l'exploitant et le fabricant dans ce cadre. Par ailleurs, vous envisagez la réalisation d'essais de démarrage sollicitant en pression certains équipements sous pression (nucléaire) disposant déjà d'une attestation de conformité.
Je vous demande de me présenter la stratégie d'EDF relative à la mise en service de ces équipements sous pression (nucléaire) ainsi que les dispositions organisationnelles qui permettent d'assurer un suivi des opérations d'entretien, de surveillance et des réparations de ces équipements pendant les essais de démarrage.
## B.2 Vérification De La Définition Appropriée De La Pression D'Épreuve Hydraulique
Lors de l'examen des modalités de surveillance des intervenants extérieurs en charge de la réalisation des épreuves hydrauliques, les inspecteurs ont souhaité vérifier la surveillance réalisée par EDF sur la définition appropriée de la pression d'épreuve. Vos représentants n'ont pu indiquer aux inspecteurs comment cette vérification était réalisée, les agents sur site ayant en charge de vérifier que la pression d'épreuve mise en œuvre était conforme au dossier d'épreuve hydraulique. Je vous demande de m'informer des modalités mises en œuvre par EDF et relatives à la surveillance de la définition appropriée des pressions d'épreuve hydraulique par les intervenants extérieurs en charge de ces activités.
##
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas un 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 à la chef de division, Signé Éric ZELNIO |
INSSN-LYO-2016-0441 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 27 juillet 2016
Réf. : CODEP-LYO-2016-024564 Monsieur le Directeur général délégué EURODIF-Production Usine Georges Besse BP 175 26702 PIERRELATTE Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
EURODIF Production - Usine Georges Besse 1 (INB no 93)
Thème : « Gestion des modifications » Référence à rappeler dans toute correspondance : INSSN-LYO-2016-0441 du 15 juin 2016 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] Décret no 2007-1557 du 2 novembre 2007 relatif aux installations nucléaires de base et au contrôle, en matière de sûreté nucléaire, du transport de substances radioactives, modifié
[4] Décision no 2014-DC-0460 du 23 septembre 2014 relative aux modalités de mise en œuvre d'un système d'autorisations internes dans les INB exploitées par les sociétés du groupe AREVA situées sur le site du Tricastin
## 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 en référence [1], une campagne d'inspections a eu lieu les 15 et 16 juin 2016 auprès des exploitants du site nucléaire AREVA du Tricastin (AREVA NC,
EURODIF Production, SET et SOCATRI) sur le thème de « la gestion des modifications et la mise en œuvre du système d'autorisations internes » Le 15 juin 2016, l'ASN a mené des inspections inopinées dans chacune des cinq INB du site nucléaire AREVA du Tricastin afin de vérifier comment l'exploitant mettait en œuvre le processus interne mutualisé d'évaluation et d'analyse permettant la réalisation des modifications. Le 16 juin 2016, l'ASN a inspecté la direction AREVA du site du Tricastin sur le pilotage global de ce processus et sur la mise en œuvre du système d'autorisations internes. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection du 15 juin 2016 menée dans l'installation d'EURODIF (INB no 93) ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection inopinée menée le 15 juin 2016 sur l'installation EURODIF (INB no 93) portait sur la mise en œuvre du processus de gestion des modifications matérielles au sein de cette installation. Dans un premier temps, les inspecteurs se sont intéressés au processus de gestion des modifications applicables dans le périmètre de l'installation EURODIF puis, dans un second temps, ont procédé à l'examen de différents dossiers de modification.
Il ressort de cette inspection que l'exploitant respecte globalement le processus défini pour la gestion des modifications. Néanmoins, les inspecteurs ont relevé un cas de modification de l'organisation pour lequel le processus n'a clairement pas été appliqué et pour lequel l'impact potentiel sur la sûreté ne peut être écarté de prime abord. Par ailleurs, il apparaît nécessaire de clarifier le pilotage et le suivi des modifications réalisées au sein du périmètre de l'installation d'EURODIF Production et tout particulièrement dans le cas où une partie des installations est opérée par une autre entité du site AREVA du Tricastin, en tant qu'intervenant extérieur. Le processus devra être mis à jour pour prendre en compte la situation spécifique précédemment évoquée ainsi que le cas des modifications temporaires.
Dans le contexte du caractère inopiné de l'inspection, les inspecteurs soulignent la réactivité de l'exploitant pour présenter les éléments attendus.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Le processus de gestion des modifications est encadré sur le site du Tricastin par une procédure générale1 intitulée « Instruction d'une fiche d'évaluation de la modification et de demande d'autorisation de la modification (FEM-DAM) ». Cette procédure est applicable à l'ensemble des exploitants nucléaires de la plate-forme AREVA du Tricastin. Elle est appelée par la procédure PO ARV FE RSK
1 émise par le groupe AREVA et relative au processus d'autorisation interne. C'est sur la base de ces documents que l'ASN a autorisé l'INB n°93 à mettre en œuvre un système d'autorisations internes
(SAI) dans sa décision n°2014-DC-0460 du 23 septembre 2014.
Seules les modifications mineures peuvent être réalisées sous couvert du SAI. En fonction de l'importance de l'opération et des enjeux de sûreté, deux niveaux d'autorisation interne sont prévus :
- Les autorisations internes de niveau 1 pour les opérations restant dans le cadre du « référentiel »
de sûreté. Pour ces opérations, l'instance de contrôle interne est le spécialiste sûreté. Ce dernier confirme le caractère mineur de l'opération et vérifie les avis des experts consultés lors de l'évaluation de la modification (les avis des experts sont émis à l'occasion d'une consultation pouvant prendre la forme d'une réunion appelée commission « FEM-DAM ») ;
- Les autorisations internes de niveau 2 pour les opérations restant dans le cadre de la
« démonstration » de sûreté. Pour ces opérations, l'instance de contrôle interne est la commission d'évaluation pour la délivrance des autorisations internes (CEDAI).
## Examen Par Sondage De Dossiers « Fem-Dam »
Conformément à la procédure applicable2 sur l'ensemble du site nucléaire AREVA du Tricastin, toute modification envisagée sur l'installation d'EURODIF Production doit faire l'objet d'un dossier d'analyse appelé « FEM-DAM3 » afin de garantir, d'une part la réalisation d'une évaluation permettant de déterminer l'impact de la modification, la procédure à appliquer ainsi que le niveau de validation requis, et d'autre part une mise en œuvre effective de la modification dans des conditions sûres et validées par les personnes adéquates. L'évaluation de la modification est réalisée au travers de fiches permettant le recueil des avis d'experts et d'une fiche de critérisation4. L'autorisation est formalisée 1 Procédure « Instruction d'une FEM/DAM » (TRICASTIN-13-000590, R2 du 8 décembre 2014)
2 Procédure « Instruction d'une FEM/DAM » (TRICASTIN-13-000590, R2 du 8 décembre 2014) 3 Fiche d'évaluation de modification - demande d'autorisation de modification 4 « Niveau d'autorisation requis » (PO ARV FE RSK 3, R2)
directement sur la fiche FEM-DAM après s'être assuré de la prise en compte effective des recommandations formulées dans la FSR5.
## - Examen Du Dossier Fem-Dam N° 15-008459 Relatif À L'Évolution Du Minimum Technique (Passage De 14 À 5 Personnes Par Équipes) Dans Les Services Continus
Il ressort de cet examen que le processus FEM-DAM applicable n'a pas été respecté.
En effet, alors que cette modification est à ce jour effective, la fiche FEM-DAM consultée ne présentait aucune validation et n'avait été que très partiellement remplie : seuls les folios 1 et 2 de la fiche, en lien avec l'évaluation de la modification, présentaient des informations.
La fiche de critérisation a cependant été remplie. Les inspecteurs ont noté que celle-ci conclut pour cette modification, à une validation au niveau d'autorisation le plus bas (niveau 1). Parmi les critères permettant de maintenir le niveau d'autorisation au niveau supérieur (niveau 2), les inspecteurs ont identifié que le critère relatif aux changements organisationnels susceptibles d'avoir un impact sur la sûreté, la sécurité, l'environnement et la radioprotection6, n'avait pas été retenu. Questionné sur ce dernier point, l'exploitant n'a pas apporté d'information relative à la non prise en compte de ce critère dans les conclusions relatives aux choix du niveau d'autorisation.
Par ailleurs, le dossier présente une fiche d'expert sûreté qui recommande l'obtention d'un avis du spécialiste « facteurs sociaux, organisationnels et humains » (FSOH). Celui-ci n'a cependant pas pu être présenté.
Demande A1 : Je vous demande de réexaminer cette modification en justifiant :
- le niveau d'autorisation retenu, notamment au regard du critère relatif aux changements organisationnels susceptibles d'avoir un impact sur la sûreté, la sécurité, l'environnement et la radioprotection7 ;
- que les conclusions associées, notamment après la sollicitation de l'avis du spécialiste FSOH, ne remettent pas en cause les conditions actuelles de mise en œuvre de la modification.
Vous me transmettrez les conclusions de cet examen.
Demande A2 : Je vous demande de m'expliciter pourquoi le processus n'a pas été respecté pour la mise en œuvre de cette modification. Vous définirez et mettrez en œuvre des actions visant à garantir que cette situation ne se reproduise pas.
- Examen du dossier FEM-DAM n° 15-001508 relatif à la modification portant sur la réalisation d'opérations d'hydrolyse des groupes par les collecteurs UX et UF
Cette modification, qui relève d'une autorisation de niveau 2 à l'échelle du représentant de l'exploitant nucléaire et d'un avis CEDAI8, a la particularité d'être la première et l'unique à ce jour sur l'installation.
Ce niveau d'autorisation relève de l'article 27 du décret en référence [3] et est encadré par la décision de l'ASN en référence [4].
Il ressort de cet examen un manque de lisibilité globale de la FSR, du fait notamment du nombre important de recommandations et de leur reformulation, rendant complexe la compréhension de la FSR au regard des avis d'experts et pouvant générer une confusion pour la prise en compte de ces recommandations.
Sur ce point, l'exploitant a mentionné qu'une commission de sûreté avait été réalisée avant la mise en œuvre de la modification afin de s'assurer que l'ensemble des recommandations, y compris celles de la CEDAI, avaient bien été prises en compte, ce qui est positif. Néanmoins, lors de l'examen du dossier FEM-DAM, les inspecteurs ont relevé que les recommandations émises par la CEDAI n'étaient pas formellement reprises dans la FSR associée et que la signature du représentant de l'exploitant nucléaire validant formellement le lancement de la modification n'apparaissait pas.
## - Examen Du Dossier Fem-Dam N° 15-002015 Relatif À La Perturbation Du Débitmètre 10050-Ft09 Avec Le Débitmètre 100-50-Ft01 Hors Service Et Avec Inhibition Temporaire Du Débitmètre 100-50-Ft09
L'analyse de la modification conclut à la nécessité de solliciter les experts sûreté, environnement et FSOH. Cependant, la fiche expert « FSOH » ne figurait pas dans le dossier FEM-DAM.
Par ailleurs, la fiche expert « environnement » formule deux recommandations dont une qui n'est pas formellement reprise dans la FSR associée.
Les inspecteurs rappellent à l'exploitant que la procédure de gestion des modifications9 précise que
« dans le cas où un avis d'expert n'est pas pris en compte suite à la commission [FEM-DAM], le chargé de FEMDAM le justifie et vise sur la fiche expert dans la partie prévue à cet effet ». Concernant celles émanant de la CEDAI, ce rôle est assuré par le rapporteur de la séance.
Demande A3 : A l'issue de l'examen des deux dossiers précités, je vous demande d'étudier et de justifier la récurrence :
- de l'absence de l'avis de l'expert FSOH ;
- de défauts dans la reprise de l'ensemble des recommandations émises par les experts consultés ou par la CEDAI dans la FSR.
Dans l'attente, vous mettrez en place des dispositions pour renforcer le respect de votre procédure de gestion des modifications.
## Modifications Relevant De L'Article 26 Du Décret En Référence [3]
L'exploitant a mentionné que les déclarations de modifications transmises récemment et relevant de l'article 26 du décret en référence [3] n'ont pas fait l'objet de dossier FEM-DAM, contrairement aux dispositions de la procédure applicable10 sur l'ensemble du site nucléaire AREVA du Tricastin.
Demande A4 : Je vous demande de mettre en cohérence vos pratiques avec les documents applicables.
## Modifications Temporaires
Comme pour toute modification envisagée sur l'installation d'EURODIF Production, une modification temporaire fait l'objet d'une fiche FEM-DAM. Dans le cas d'une modification pérenne, la clôture de cette fiche intervient lorsque la modification a été mise en œuvre, que les recommandations, y compris postérieures à la mise en œuvre, sont traitées, et que l'ensemble des documents associés ont été mis à jour. Dans le cas d'une modification temporaire, l'exploitant a mentionné que la clôture intervenait au terme de la période transitoire et après le retour à la situation normale de l'installation.
Cependant, lors de l'examen du dossier FEM-DAM n° 15-005821 concernant la création temporaire d'une aire de transit pour bidons dans la sous dalle du 142-09, les inspecteurs ont constaté que cette fiche a été ouverte pour l'entreposage de bidons filtrants puis clôturée après leur évacuation.
Cependant, à ce jour, de nouveaux déchets, différents des précédents (bidons de boues issues de la colonne de lavage de l'UTEG), ont été entreposés dans cette même zone sans ouverture d'une nouvelle fiche « FEM-DAM ».
Par ailleurs, les inspecteurs ont noté que le cas des modifications temporaires n'est pas prévu par le processus de gestion actuel.
Demande A5 : Je vous demande d'expliciter les modalités que vous mettez en œuvre pour la gestion des modifications temporaires, notamment au regard du dossier FEM-DAM n° 15005821 concernant la création d'une aire de transit pour bidons dans la sous dalle du 142-09.
Demande A6 : Je vous demande de mettre à jour les documents applicables dans le cadre du processus de gestion des modifications afin de définir les modalités de gestion des modifications temporaires.
Pour ce qui concerne l'entreposage en sous-dalle 142-09, je vous rappelle la demande A1311 formulée lors de l'inspection du 12 avril 2016 sur le thème des déchets (INSSN-LYO-2016-0438)
à laquelle vous n'avez pas encore apporté de réponse.
## Commissions Fem-Dam Et Cedai
Les inspecteurs se sont intéressés aux différentes commissions susceptibles de se réunir pour l'évaluation des modifications.
Selon la procédure applicable12 sur l'ensemble du site nucléaire AREVA du Tricastin, une commission dite « FEM-DAM » se réunit systématiquement « afin de présenter l'opération envisagée en détail et de recueillir les avis, les recommandations et les justifications associées des différents experts et spécialistes ».
Lors de l'examen des dossiers FEM-DAM, les inspecteurs ont constaté l'absence récurrente de compte rendu de la commission FEM-DAM. L'exploitant a mentionné que cette commission se réunissait uniquement en cas de dossier complexe mais il n'a pas pu présenter clairement les critères à remplir par un dossier FEM-DAM pour la réunir.
Par ailleurs, selon la procédure applicable13 sur l'ensemble du site nucléaire AREVA du Tricastin, les experts sollicités pour avis « sont recensés par domaine d'expertise ou par spécialité dans une liste préétablie14 ». Il y est mentionné qu'une « même personne peut figurer à la fois sur la liste des spécialistes et sur celle des membres de la CEDAI », ce qui laisse supposer l'existence de deux listes distinctes. Or, la « liste préétablie » mentionnée ci-dessus renvoie au document intitulé « Recensement des membres de la commission d'évaluation pour la délivrance des autorisations internes (CEDAI) des INB du site du Tricastin ». Enfin, les inspecteurs ont relevé que cette liste n'est pas à jour. En effet, ils ont pu constater que, pour trois experts sollicités dans le cadre de dossiers FEM-DAM, leur nom n'apparaissait pas dans la liste mentionnée.
Demande A7 : Je vous demande de mettre en cohérence vos pratiques avec les documents applicables. Pour ce qui concerne la réunion de la commission FEM-DAM, dans le cas où vous feriez évoluer les procédures afin de les adapter à vos pratiques, vous définirez clairement des critères conduisant à la réunion formelle d'une commission FEM-DAM en lien avec la direction du site.
Demande A8 : Je vous demande de mettre et de tenir à jour la liste préétablie des experts susceptibles d'être sollicités dans les commissions FEM-DAM et CEDAI.
## Suivi Et Pilotage Des Modifications
Dans le cadre de l'examen de l'organisation mise en place pour la gestion des modifications au sein de l'installation, l'exploitant a présenté aux inspecteurs un tableau listant les fiches FEM-DAM ouvertes et présentant leur statut (en instruction ou réalisée). Les inspecteurs ont constaté que ce fichier de suivi ne présente pas l'ensemble des FEM-DAM ouvertes sur le périmètre de l'INB n° 93. En effet, les activités d'une partie des installations (notamment les parcs, les tours aéro-réfrigérantes, la centrale calorifique et les stations d'épuration) sont opérées par une entité d'AREVA NC, la DSI15. Cette entité, qui intervient en tant qu'intervenant extérieur, est amenée à réaliser des modifications et donc à ouvrir des FEMDAM. L'exploitant a alors expliqué aux inspecteurs que ces FEM-DAM faisaient l'objet d'un suivi propre à la DSI, ce qui justifierait le fait qu'elles n'apparaissaient pas sur le fichier de suivi précité. L'exploitant n'a, par ailleurs, pas été en mesure de présenter aux inspecteurs le document de suivi propre à la DSI. L'exploitant ne dispose donc pas d'une vision exhaustive des modifications réalisées sur l'ensemble du périmètre de son INB. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que le tableau listant les fiches FEM-DAM, présenté comme l'outil de suivi des modifications de l'installation, émanait du service sûreté de la direction sûreté, sécurité et environnement (DS2E) du site nucléaire AREVA du Tricastin, lequel est considéré comme un intervenant extérieur à l'installation. Aucun autre document de suivi et de pilotage émanant de l'exploitant EURODIF Production n'a été présenté aux inspecteurs. Dans cette configuration, l'alinéa I de l'article 2.2.2 de l'arrêté [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.
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 ».
Demande A9 : Je vous demande d'expliciter les modalités que vous avez mises en œuvre pour assurer le pilotage et le suivi des modifications réalisées sur le périmètre de l'INB n° 93, y compris sur les installations opérées par un intervenant extérieur. Dans le cas où ces modalités seraient déléguées, vous définirez les modalités de la surveillance que vous exercez sur l'intervenant extérieur, tel que prévu par l'article 2.2.2 de l'arrêté en référence [2].
## Cas Des Modifications Opérées Par Dsi16
En outre, il a été mentionné aux inspecteurs que dans le cas d'une modification concernant les installations opérées par la DSI et conformément à la procédure applicable sur le site AREVA
Tricastin17 (page 1618), l'autorisation de lancement de la modification doit être validée dans la FEMDAM, à la fois par le chef de l'installation opérée par DSI et par l'exploitant nucléaire (EURODIF
Production) ou son représentant. Or, le formalisme de la fiche FEM-DAM prévoit une validation complémentaire par le directeur de l'entité opérationnelle (qui est dans ce cas le directeur de DSI) mais la validation par l'exploitant nucléaire ou son représentant n'est pas prévue dans le formulaire de la FEM DAM.
Par ailleurs, les fiches FEM-DAM que les inspecteurs souhaitaient examiner19 pour vérifier ce point n'ont pas pu être présentées.
Demande A10 : Je vous demande de me transmettre les formulaires FEM-DAM renseignées de :
- la modification relative à la dépose des packings des tours aéro-réfrigérantes,
- la modification concernant le brulage conjoint d'huile et de gaz au niveau de la centrale calorifique.
Demande A11 : Je vous demande de mettre en place une validation complémentaire par l'exploitant nucléaire ou son représentant dans le cas d'une modification confiée à une entité opérationnelle autre que celle de l'INB où est envisagée la modification, conformément à la procédure applicable du 8 décembre 2014 (TRICASTIN-13-000590) et en lien avec la direction du site.
## B. Demandes De Complements D'Information Validité D'Une Fem-Dam
Selon la procédure applicable20 sur l'ensemble du site nucléaire AREVA du Tricastin, le délai entre l'accord pour le lancement de la modification, et le début effectif des travaux ne doit pas excéder six mois.
L'exploitant n'a pas été en mesure de préciser si ce suivi est effectué, ni comment.
Demande B1 : Je vous demande de m'expliciter comment vous vous assurez du respect du délai de validité de six mois des autorisations délivrées selon le processus FEM DAM.
## Conditions D'Intervention Des Spécialistes En Commission (Fem Dam Ou Cedai)
Selon la procédure applicable21 sur l'ensemble du site nucléaire AREVA du Tricastin, « en tant que spécialistes, donc non membres invités de la CEDAI, [les spécialistes] peuvent être consultés et intervenir à deux étapes du processus d'autorisation interne (en commission FEM/Dam ou en CEDAI), mais ne peuvent être consultés à plus d'une étape pour un même dossier ». Demande B2 : Je vous demande d'expliciter les modalités que vous avez mises en œuvre pour vous assurer qu'un expert sollicité en commission FEM DAM ne peut ensuite participer à une commission CEDAI.
## C. Observations Sans Objet
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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, 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 de l'ASN
Signé par
## Richard Escoffier
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INSSN-LYO-2016-0132 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 15 Septembre 2016 N/Réf. : CODEP-LYO-2016-036827 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cruas-Meysse Electricité de France CNPE de Cruas-Meysse BP 30 07 350 CRUAS
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB n°111 et 112)
INSSN-LYO-2016-0132 du 6 septembre 2016 Thème : « Suivi en service des ESPN (CPP/CSP) soumis à l'arrêté du 10 novembre 1999»
Référence à rappeler dans vos correspondances : INSSN-LYO-2016-0132 Références : [1] Code de l'environnement, son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décret 99-1046 du 13 décembre 1999 relatifs aux équipements sous pression
[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
[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 prévu au code de l'environnement en référence [1], une inspection courante a eu lieu le 6 septembre 2016 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB n°111 et 112) sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression nucléaires (ESPN) circuit primaire principal
(CPP) et circuits secondaires principaux (CSP) soumis à l'arrêté du 10 novembre 1999 ».
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 de la centrale nucléaire de Cruas-Meysse du 6 septembre 2016 a porté sur le contrôle du respect des exigences réglementaires issues principalement de l'arrêté du 10 novembre 1999 dans le domaine de la mise en œuvre des programmes de surveillance des équipements sous pression nucléaires
(ESPN) du circuit primaire principal (CPP) et des circuits secondaires principaux (CSP) de la centrale nucléaire de Cruas-Meysse. Cette inspection a porté plus particulièrement sur le faisceau de tubes des générateurs de vapeur (GV) du réacteur n°1 (INB n° 111). Au vu des examens réalisés, les inspecteurs ont pu noter que l'organisation mise en place pour mettre en œuvre les programmes de surveillance des ESPN constituant le CPP et les CSP est globalement satisfaisante.
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## A. Demandes D'Actions Correctives
Stratégie de maintenance vis-à-vis du problème d'encrassement et de colmatage des GV La problématique de colmatage des plaques entretoises (PE) fait l'objet de contrôles réguliers à réaliser à l'aide d'expertises télévisuelles (ETV) en vue d'estimer un taux de colmatage. Des ETV ont été réalisées sur les GV du réacteur n°1, particulièrement affecté par ce phénomène, lors de l'arrêt pour maintenance programmée de 2016. Celles-ci ont relevé un taux pouvant s'élever jusqu'à 37 % (incertitudes comprises) de colmatage en branche chaude du GV n°2 (source : note technique D309516019413 indice B du 4 août 2016 « Expertises télévisuelles réalisées sur la PE 8 des GV 1, GV 2 et GV3. »). La stratégie de maintenance référencée D4550.01-1/3267 indice 4 demande au paragraphe 12.4.3 qu'une « analyse particulière formalisée dans une fiche de position de l'UNIE » soit élaborée. L'exploitant n'a pas produit une telle analyse au moment de la demande de redémarrage du réacteur n°1. Ceci n'est pas conforme aux articles 14 et 16 de l'arrêté du 10 novembre 1999 en référence [3].
Demande A1 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour traiter cet écart et éviter son renouvellement.
## Taux D'Hygrométrie Dans Les Gv, En Conditionnement À Sec
Les inspecteurs ont demandé à consulter les enregistrements de taux d'hygrométrie relevés à l'intérieur des GV du réacteur n°4, en arrêt pour maintenance programmée pendant les périodes de mars à mai 2014. Les inspecteurs ont constaté que moins d'un quart des valeurs mesurées respecte la valeur limite de 40 % requise dans la note référencée EDEAPC 040246 indice A « Document standard des spécifications chimiques de conservation à l'arrêté pour les centrales REP. Tous paliers » et que la périodicité journalière des relevés n'est pas respectée. Ces écarts vis-à-vis des exigences définies n'ont pas été formellement traités. Ceci n'est pas conforme à l'article 11 de l'arrêté du 10 novembre 1999 en référence [3].
Demande A2 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour traiter cet écart et éviter son renouvellement.
Protocole passé entre le CNPE de Cruas-Meysse et EDF/CEIDRE
Les inspecteurs ont noté que le protocole référencé ED-DIR 09/135A établi entre le CNPE de CruasMeysse et le Centre d'expertise et d'inspection dans les domaines de la réalisation et de l'exploitation
(CEIDRE) a été signé le 1er février 2010 pour une durée de 3 ans. Ce document n'est donc plus à jour depuis plus de 3 ans.
Demande A3 : Je vous demande de mettre à jour ce protocole.
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## B. Compléments D'Information Qualification Des Prestataires
Les inspecteurs ont noté que le prestataire qui réalise notamment des activités de support logistique en zone contrôlée (gestion de l'accès au bâtiment réacteur) figurait au plan d'action 2016 en ce qui concerne la surveillance des prestataires et doit, à ce titre, faire l'objet d'une surveillance renforcée. Ils ont demandé au responsable du service en charge des activités de surveillance des prestataires quelles dispositions avaient été prises pour réaliser la surveillance renforcée de ce prestataire. Faute de temps ces éléments n'ont pas pu être apportés lors de l'inspection. Demande B1 : Je vous demande de préciser les modalités qui ont été définies pour réaliser la surveillance renforcée de ce prestataire en 2016.
## Utilisation De Procédures Qualifiées
En vérifiant que l'utilisation des documents prescriptifs nationaux sont bien ceux qui ont été transmis à l'ASN conformément à l'article 4 de l'arrêté du 10 novembre 1999 en référence [3] et sur lesquelles l'ASN a fait ses éventuelles observations, les inspecteurs ont relevé une ambiguïté. En effet, la procédure d'essais non destructifs (END) référencée CCP 271 C qui a été utilisée pour la réalisation d'examens par courants de Foucault sur le faisceau de tubes des GV du réacteur 2 en octobre 2013 est citée dans le document référencé EDIAT 080758 indices V « Liste des procédés qualifiés » du 14 février 2013 sans que ne soit précisée la qualification spécifique du procédé mis en œuvre en fonction du type de défauts recherchés. Vos représentants n'ont pas pu confirmer en séance que cette procédure était adaptée dans le cas des examens par courants de Foucault réalisés sur le faisceau de tubes des GV du réacteur 2 en octobre 2013. Demande B2 : Je vous demande d'apporter les éléments de preuve permettant de justifier que la procédure adéquate a été utilisée pour réaliser les END de type courants de Foucault mis en œuvre sur le faisceau de tubes des GV du réacteur 2 en octobre 2013.
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## C. Observations 4
C1 : Les inspecteurs ont examiné le compte-rendu de l'audit du service en charge de la comptabilisation des situations réalisé en 2015 par des auditeurs du service sûreté qualité. Les inspecteurs ont relevé que cet audit a porté essentiellement sur le système de management du service mais aborde peu, faute de spécialiste au sein de l'équipe d'audit, les aspects techniques liés à la comptabilisation des situations. Les inspecteurs ont noté que le service sûreté qualité envisageait de recourir à l'appui d'un autre CNPE du parc EDF pour compléter l'équipe d'audit en lui adjoignant des compétences dans le domaine de la comptabilisation des situations. C2 : Les inspecteurs ont constaté, lors de leur visite au niveau 19 m du bâtiment électrique où sont implantées les deux salles de commande des réacteurs n°3 et 4, que la porte coupe-feu repérée 3 JSL
328 QG, située entre deux volumes de feu de sûreté, n'était pas fermée.
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Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois, sauf mention contraire. 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. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la cheffe de la division de Lyon de l'ASN,
Signé par Olivier VEYRET |
INSSN-LYO-2016-0311 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 17 mai 2016 N/Réf. : CODEP-LYO-2016-021681 Monsieur le directeur CNPE de Saint-Alban/Saint-Maurice BP 31 38 550 SAINT-MAURICE-L'EXIL
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base] Centrale nucléaire de Saint-Alban/Saint-Maurice (INB n°119 et 120) Inspection INSSN-LYO-2016-0311 du 2 mai 2016 Thème : Systèmes de sauvegarde RIS et EAS 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 prévu au code de l'environnement en référence, une inspection a eu lieu le 2 mai 2016 sur la centrale nucléaire de Saint-Alban/Saint-Maurice, sur le thème des systèmes de sauvegarde RIS1 et EAS2.
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 la centrale nucléaire de Saint-Alban/Saint-Maurice du 2 mai 2016 portait sur les systèmes de sauvegarde RIS et EAS. Les inspecteurs ont notamment contrôlé la programmation des activités de maintenance prévues sur les pompes de ces deux systèmes et analysé par sondage différents comptes-rendus d'activités de maintenance et d'essais périodiques. Les inspecteurs ont également passé en revue le retour d'expérience du fonctionnement de ces systèmes, à travers les bilans établis par l'exploitant ainsi que le traitement des anomalies et écarts survenus sur ces derniers. Enfin, les inspecteurs ont réalisé une visite des locaux abritant une partie de ces systèmes et, notamment, leurs pompes principales. Cette inspection n'a pas révélé d'écart significatif, que ce soit lors de la visite des installations, dans un bon état général, ou lors de l'analyse des comptes-rendus de maintenance et d'essais périodiques. Par ailleurs, le retour d'expérience semble montrer que ces matériels, prévus uniquement pour des situations accidentelles, et qui ne fonctionnent donc que lors d'essais périodiques, présentent un niveau de fiabilité satisfaisant.
1 Système d'injection de sécurité 2 Système d'Aspersion de Secours de l'enceinte
## A. Demandes D'Actions Correctives � Méthode De Maintenance Ap-913
Le management de la fiabilité défini dans la méthode AP-913, développée par l'INPO3 et utilisée par EDF pour définir la maintenance de certains équipements, vise l'excellence de la fiabilité de fonctionnement. Il est basé sur l'évaluation de la santé des systèmes et des composants qui participent à la sûreté et à la disponibilité ainsi que sur la définition et la réalisation d'actions permettant l'amélioration continue de la fiabilité des matériels. Cet objectif d'amélioration continue est par ailleurs une exigence réglementaire lorsqu'il concerne des éléments et des activités intéressant la protection (EIP/AIP). En effet, l'article 2.7.2 de l'arrêté du 7 février 2012 dispose 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. » L'évaluation de la santé des systèmes selon la méthode AP-913 est réalisée périodiquement dans des bilans de santé des systèmes, réalisés sur la base d'indicateurs chiffrés et pondérés permettant d'obtenir une note finale représentative de la fiabilité du système sur une période donnée. Le bilan de l'année 2015 du système RIS présenté aux inspecteurs était plutôt positif et en amélioration par rapport à l'année 2014. L'analyse plus détaillée de ce bilan a cependant révélé que l'indicateur 2-e relatif à « l'état des composants » n'était pas obtenu sur la base de données chiffrées issues de l'application informatique PlantIQ, non renseignée par le site de Saint-Alban, mais avait été forcé manuellement à « excellent ».
Si cet état n'apparait pas, en première approche, incohérent avec l'état réel des matériels concernés, cette pratique est étonnante, d'autant :
- que la justification de cet état pour l'indicateur 2-e n'est pas formalisée ;
- qu'il s'agit de l'indicateur possédant la pondération la plus importante pour définir la notation globale d'un système ;
- qu'en 2014, avec des données d'entrées en apparence globalement similaires, l'indicateur avait été forcé à « à surveiller » ;
- que cela limite la pertinence de l'information délivrée au COFIAB4 dont le rôle est, le cas échéant, de décider la mise en œuvre de plans d'actions pour améliorer la fiabilité des systèmes ;
- que cela limite également la remontée du retour d'expérience vers les services centraux d'EDF
et leur exploitation au bénéfice du reste du parc.
La note technique « Etat de santé des composants - composants à suivre dans Plant IQ sur une tranche 1300 P4 » référencée D4550.32-11/883 prévoit d'ailleurs explicitement que les pompes RIS BP, RIS
MP (nourricières et principales) et EAS soient suivies dans Plant IQ.
Demande A1 : Je vous demande de vous assurer :
- que les données techniques issues du suivi des matériels sont correctement exploitées sur le CNPE de Saint-Alban, notamment dans le cadre des bilans systèmes et des COFIAB, qui doivent nécessairement reposer sur des informations rigoureuses ;
- que le retour d'expérience du CNPE de Saint-Alban puisse être exploité par les services centraux d'EDF et bénéficier ainsi à l'ensemble du parc.
Demande A2 : Je vous demande de me préciser quelles sont, pour EDF, les activités importantes pour la protection (AIP) et exigences définies (ED), au sens de l'arrêté du 7 février 2012, associées à la méthode AP-913.
## B. Demandes D'Informations Complementaires � Comptes-Rendus De Maintenance Et D'Essais Périodiques
Les inspecteurs ont analysé le compte rendu du dernier essai périodique EPC RIS 106 joué sur le réacteur n°1. Ce document indiquait un temps de fermeture d'environ 12s pour la vanne 1 RPE 107 VP
alors que le critère semble être une fermeture en moins de 6s d'après la gamme.
Lors de l'inspection, il a été indiqué aux inspecteurs que ces valeurs auraient évoluées dans le cadre de la modification PNPP2075. Demande B1 : Je vous demande de me justifier la conformité du temps de fermeture de la vanne 1 RPE 107 VP.
## C. Observations C1. Visite Des Locaux Des Pompes Ris Et Eas
Les inspecteurs ont constaté lors de leur visite que les locaux des pompes RIS et EAS étaient propres, bien entretenus et exempts de tout matériel ou entreposage inutile (équipements, déchets, échafaudages…). Les inspecteurs n'ont également pas relevé de fuites ou d'écoulements notables sur les pompes ou les organes de robinetterie observés.
Lors de leur visite, les inspecteurs ont cependant émis un doute sur le freinage par une plaquette arrêtoir d'un écrou de la pompe 2 RIS 31 PO. La plaquette, qui n'était pas repliée sur l'arrête de l'écrou, ne semblait pas en mesure de remplir sa fonction. C2. Compte-rendu de la visite témoin de la pompe 2 RIS 032 PO Le compte-rendu de la visite témoin de la pompe 2 RIS 032 PO fait état d'un support palier dont les dimensions ne respectaient pas les tolérances prévues par la procédure. D'après les représentants du service chargé de la maintenance de cet équipement, il apparait que cette anomalie a été acceptée en l'état compte-tenu du fait qu'il ne s'agissait pas d'une pièce d'usure.
Cette justification aurait cependant dû figurer dans le document et faire l'objet d'une validation formelle par un agent dûment habilité, voire d'une évolution de la procédure.
## C3. Traitement Des Anomalies Et Écarts
L'analyse des anomalies (demandes de travaux liés à des anomalies matérielles) et des écarts (plan d'action DI 55) identifiés depuis le 1er janvier 2015 sur les systèmes RIS et EAS a montré une situation plutôt satisfaisante, avec des anomalies et écarts en nombre limités et traités dans des délais généralement corrects.
Les inspecteurs ont cependant regretté, dans le cas du plan d'action DI55 référencé 00028186 relatif à une légère fuite d'eau et de soude au niveau d'une soudure de la ligne 2 EAS 106 TY, que l'analyse de sûreté associée à l'écart ne soit pas tracée. Si cette fuite apparait effectivement très limitée, elle implique la présence d'une fissure traversante dont le risque d'évolution et d'impact sur le fonctionnement du système EAS aurait dû être analysé formellement.
***
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, 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 cheffe de la division de Lyon Signé par Olivier VEYRET
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INSSN-CAE-2016-0430 |
DIVISION DE CAEN
Hérouville-Saint-Clair, le 18 avril 2016 N/Réf. : CODEP-CAE-2016-013331 Monsieur le Directeur de l'établissement AREVA NC
de La Hague 50 444 BEAUMONT-HAGUE CEDEX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection n° INSSN-CAE-2016-0430 du 23 mars 2016 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 annoncée a eu lieu le 23 mars 2016 à l'établissement AREVA NC de La Hague, sur le thème de la visite générale des ateliers T4/BSI et R4/BST1.
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 23 mars 2016 a concerné les ateliers T41/BSI2 de l'usine UP3 (INB 116) et R41/BST12 de l'usine UP2-800 (INB 117). Les inspecteurs ont examiné, au titre de l'année 2015, le bilan des indicateurs de sûreté et de qualité ainsi que celui des dysfonctionnements et des constats radiologiques.
Les inspecteurs ont également vérifié les conditions de réalisation des principaux travaux de 2015 et les actions menées à la suite d'événements significatifs survenus durant les années précédentes. Au cours de la visite de l'atelier BSI, les inspecteurs se sont rendus en salle de conduite des ateliers T4/BSI, ainsi que dans plusieurs salles disposant d'équipements de manutention ou d'équipements de pompage des eaux à évacuer en cas d'inondation interne. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour l'exploitation des ateliers T4, BSI, R4 et BST1 apparaît globalement satisfaisante. Toutefois, l'exploitant devra mettre en conformité un équipement de manutention avec le rapport de sûreté de l'atelier T3 et renforcer son organisation de traitement des écarts.
1 Les ateliers T4 et R4 ont pour fonction la purification du plutonium, sa conversion en poudre d'oxyde de plutonium
(PuO2) et son conditionnement, respectivement pour les usines UP3 et UP2-800 2 BSI et BST1 sont les bâtiments d'entreposage des conteneurs de PuO2
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Défaut D'Avertisseur Sonore Sur Un Pont Roulant De L'Atelier T3
L'article 2.6.1 de l'arrêté du 7 février 2012 demande que l'exploitant prenne des dispositions pour détecter les écarts3 relatifs à son installation. Parmi les outils mis en place à cet effet par l'établissement AREVA NC de la Hague, des vérifications internes (VI) sont utilisées pour s'assurer de la bonne application des règles définies dans chaque entité et ainsi détecter d'éventuels écarts.
Les inspecteurs ont, en particulier, examiné le suivi des actions correctives décidées à l'issue de ces VI. Vous avez présenté le tableau de suivi informatisé qui prévoit que pour chaque VI, soient précisés les actions, les délais et le responsable d'action. Les inspecteurs ont noté que ce tableau était établi par année civile. Ils ont voulu connaître les modalités de suivi des actions identifiés les années précédentes et non-soldées. Ils ont pris l'exemple, choisi par sondage, de la VI référencée 2014-157 et rédigée le 15 décembre 2014. Lors de cette VI,
l'absence de klaxon sur le pont 418-3-10 de l'atelier T3 avait été mise en évidence, alors que le rapport de sûreté de l'atelier prévoit sa présence sur ce type d'équipements. Vous avez ensuite présenté la fiche d'expression de besoin (FEB) émise le 22 mai 2015 et destinée à engager les travaux de mise en conformité. Cette FEB précise que le traitement de cette demande est soumis à un arbitrage des dépenses pour 2016 au niveau de l'établissement. Vous avez précisé que cet investissement serait retenu et que le recueil des données de bases relatives à cette opération avait été rédigé. Les inspecteurs considèrent que le délai de mise en conformité de cet équipement s'avère élevé au regard de son rôle pour la sûreté et des dispositions de l'arrêté du 7 février 2012 qui prévoit en son article 2.6.3 que « *l'exploitant doit s'assurer, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts* ».
## Je Vous Demande De Mettre En Conformité Le Pont 418-3-10 De L'Atelier T3 Dans Les Meilleurs Délais.
Vous avez par ailleurs précisé que le tableau de suivi des VI faisait l'objet d'une revue mensuelle du responsable de production de l'atelier, complétée par une revue trimestrielle du responsable de secteur industriel. Sur la base des exemples retenus lors de l'inspection, les inspecteurs ont observé que cette organisation ne permettait pas de suivre efficacement les actions décidées lors d'une année civile précédente et non-soldées. Les inspecteurs ont également noté que dans le cas de la VI référencée 2014-157, ce tableau ne comportait pas le nom du responsable du suivi des actions. Je vous demande de renforcer votre organisation afin d'assurer le suivi de toutes les actions identifiées lors de VI, quelle que soit l'année de réalisation de la VI. Je vous demande de veiller au bon renseignement de l'ensemble des cases du tableau de suivi des VI, en particulier le nom du responsable des actions associées.
## A.2 Processus De Gestion Du Retour D'Expérience
Suite à l'événement significatif déclaré le 30 octobre 2015, relatif à l'absence de réalisation d'un contrôle périodique annuel du seuil bas associé à la mesure de débit de la cheminée de l'atelier BSI, vous aviez pris l'engagement de rédiger une fiche d'ouverture d'action de retour d'expérience (FOAR) pour proposer des dispositions techniques et/ou organisationnelles permettant d'empêcher son renouvèlement. Le jour de l'inspection, vous avez présenté la FOAR n°89 correspondante ainsi que la note technique de retour d'expérience (NTREX) n°78 rédigées à cet effet.
Le compte-rendu d'événement significatif, adressé à l'ASN le 26 décembre 2013, identifiait que le nonrespect d'une procédure4 était à l'origine de l'événement. En l'espèce, un intervenant extérieur réalisant un contrôle périodique référencé dans les règles générales d'exploitation (RGE) avait utilisé une documentation que vous n'aviez pas validée.
Les inspecteurs ont relevé que cette situation n'avait pas été analysée dans la NTREX n°78, qui s'attache exclusivement à identifier les autres entreposages pour lesquels l'absence de réalisation d'un contrôle périodique d'un seuil de mesure de débit était également susceptible de se produire.
Les inspecteurs ont rappelé qu'au-delà d'actions curatives à retenir pour toutes les occurrences potentielles d'un écart, le processus de traitement d'un écart et de retour d'expérience doit aboutir à la mise en œuvre d'actions correctives, destinées à éviter son renouvellement. Je vous demande de conclure le traitement de l'écart ayant fait l'objet de la déclaration d'événement significatif du 30 octobre 2015, d'une part en identifiant de manière exhaustive à l'échelle de l'établissement les situations éventuelles de non-respect de la procédure ayant conduit à l'utilisation de documents erronés, et d'autre part en définissant et en mettant en œuvre les actions correctives associées, destinées à éviter le renouvellement de cet écart. Vous me rendrez compte de votre démarche et de ses conclusions.
## B Compléments D'Information B.1 Suivi Des Actions Correctives Décidées Suite À Une Vérification Interne
Les inspecteurs ont consulté la VI référencée 2014-157 (cf. demande A1) et ont relevé :
- que le marquage au sol pour le pont P225-3-10 de l'atelier BCUP3 avait été signalé comme
« abîmé » sans qu'une action correctives ne soit proposée ;
- que l'action n°2 demandait la vérification de mise en place d'un klaxon pour les ponts P 225-310 et 418-3-10 2 et l'émission, le cas échéant d'un fiche d'expression de besoin (FEB). Vous n'avez été en mesure de présenter au cours de l'inspection ni la FEB ni les suites qui ont été données à la non-conformité relevée pour le pont P 225-3-10.
Je vous demande de me préciser les actions correctives décidées pour traiter le défaut de marquage au sol identifié pour le pont P 225-3-10. Je vous demande m'indiquer les modalités de traitement de l'écart identifié pour ce pont dans la VI et concernant l'absence de klaxon. Les inspecteurs ont noté que dans le tableau de suivi des VI (cf. demande A1) plusieurs d'entre elles, dont celle référencée 2015-001, étaient indiquées comme « soldées sans succès », sans que vos représentants n'aient été en mesure d'expliquer le sens de cette formulation. Je vous demande de me préciser la signification du libellé « soldées sans succès » identifié dans le tableau de suivi des VI. Dans le cas particulier de la VI 2015-001, je vous demande de préciser l'action qui n'a pu aboutir et les raisons spécifiques de cette situation.
## B.2 Seuils De Mise En Garde De Température Des Mélangeurs Décanteurs De L'Unité 3240 De L'Atelier T4
Suite à l'événement significatif survenu le 16 juillet 2009, relatif au dépassement de la température autorisée pour les solutions contenues dans le mélangeur-décanteur 3240.30 de l'unité de traitement des solvants de l'atelier T4 , vous aviez pris l'engagement de modifier les seuils de mise en garde associés à la surveillance de la température des mélangeurs-décanteurs 3240-20, 30 et 50 de l'atelier T4. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont noté que la consigne d'exploitation de la voie humide de l'atelier T4 avait été modifiée et référençait correctement les nouvelles valeurs de seuils que vous aviez décidées suite à l'événement. Vous n'avez en revanche pas pu montrer aux inspecteurs que ces valeurs étaient correctement intégrées aux automates de surveillance de température et d'alarme.
Je vous demande de justifier que les valeurs modifiées des seuils de mise en garde associés à la surveillance de la température des mélangeurs décanteurs 3240-20, 30 et 50 de l'atelier T4 ont été correctement implantées dans les automates de surveillance de température et d'alarme.
## B.3 Plan D'Action D'Entretien Des Ventilateurs D'Extraction De L'Atelier Bsi
Le refroidissement des entreposages d'oxyde de plutonium de l'atelier BSI est assuré par un système de ventilation forcée. Lors de l'inspection du 15 octobre 20135, l'état de corrosion significative de certains équipements de ventilation assurant le soufflage avait été constaté par les inspecteurs. Suite à cette inspection, vous aviez réalisé plusieurs actions correctives et indiqué que la liste des équipements participant à la fonction de refroidissement, qui sont des éléments importants pour la protection6, avait été établie. En outre, vous aviez précisé que ces équipements avaient été intégrés au projet d'examen de conformité au regard du vieillissement (ECV) mis en œuvre au niveau de l'établissement pour déterminer plus globalement les éventuelles actions complémentaires à mener.
Les inspecteurs ont souhaité connaître le plan d'action, en particulier sous l'angle de la maîtrise de la corrosion de la ventilation, mis en œuvre à l'issue de cet examen technique. Vous avez présenté le bilan des plans d'action relatifs aux actions de priorité 1 pour les EIP de rangs 1 et 2. Les inspecteurs ont relevé que le bilan présentait les actions portant uniquement sur les ventilateurs d'extraction et que ces actions ne concernaient pas le traitement de la corrosion. Je vous demande de me fournir les éléments complémentaires sur le traitement des préconisations issues du projet ECV relatives à la corrosion et à l'ensemble des équipements de ventilation.
## B.4 Détection De Contamination Par Les Voies De Surveillance Ca11001 De L'Atelier R4
Les inspecteurs ont examiné les fiches de constat radiologique référencées 15/03 et 15/07 portant sur la détection de deux montées de contamination importantes au niveau de la voie de mesure de contamination radiologique CA11001 de l'atelier R4. Vous n'avez pas encore identifié l'origine de ces détections de contamination dans l'enceinte de refroidissement par de l'air de la trémie 1100 de l'unité de conditionnement de l'oxyde de plutonium.
Vous avez précisé qu'elles surviennent lors d'arrêts de la ventilation de refroidissement, qu'elles disparaissent au redémarrage et que des mesures de contamination au niveau du ventilateur d'extraction situé dans une salle adjacente se sont révélées négatives. Vous avez indiqué qu'une réflexion était en cours pour identifier l'origine de ces montées de contamination importantes et ponctuelles. Je vous demande de m'informer des conclusions de la réflexion engagée pour déterminer l'origine de la contamination détectée ponctuellement par la voie de mesure CA11001 de l'atelier R4.
## B.5 Dispositions Des Règles Générales D'Exploitation Concernant Les Contrôles Et Essais Périodiques D'Équipements Assurant Une Fonction De Sûreté
Les inspecteurs ont relevé que certains équipements cités dans le rapport de sûreté de l'atelier BSI comme assurant une fonction de sûreté ne faisaient pas l'objet d'un contrôle périodique référencé dans le chapitre 9 des règles générales d'exploitation (RGE) de l'atelier. Ces équipements sont :
- les deux électrovannes référencées EQ 01 et ES 01 et actionnables depuis le tableau de repli qui assure une fonction essentielle en cas de situation de sauvegarde ;
- les seuils de mise en garde NGH 102.4, 103.4 et 104.4 portant sur les mesures de niveau de liquide dans les puisards destinés à collecter les eaux produites par une inondation interne.
Vos représentants n'ont pas été en mesure d'expliquer cette situation au cours de l'inspection.
Je vous demande de vous prononcer de manière argumentée sur la nécessité que les électrovannes référencées EQ 01 et ES 01 et les seuils de niveau bas de mise en garde NGH
102.4, 103.4 et 104.4, fassent ou non l'objet d'un contrôle périodique référencé dans les RGE.
## B.6 Fissures Dans Le Béton De La Salle 132 De L'Atelier Bsi
En salle 132, les inspecteurs ont relevé l'existence, de plusieurs fissures dans le béton du mur et celui du sol sous un ventilateur. Ces fissures semblaient contenir une substance pâteuse de couleur noire et des traces de couleur noires étaient par ailleurs visibles sur le mur. Vous n'avez pas été en mesure de préciser au cours de l'inspection l'origine des traces noires au mur et la nature des éventuelles opérations ou investigations conduites au niveau de ces fissures. Je vous demande de me préciser les actions menées au niveau des fissures dans le béton des murs et du sol identifiées en salle 132.
## 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.
## L'Adjoint Au Chef De Division,
signé par, Laurent PALIX |
INSSN-OLS-2015-0295 | AUTORITÉ
DE SÛRETÉ
NUCLÉAIRE
DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2015-022628 Orléans, le 12 juin 2015 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Saint-Laurent-des-Eaux BP 42 41200 SAINT LAURENT NOUAN
Objet :
Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux - INB n° 100 Inspection n° INSSN-OLS-2015-0295 du 11 mai 2015
« Suivi en service des ESPN soumis à l'arrêté du 12 décembre 2005 »
Réf. :
[1]
[2]
[3]
Code de l'environnement, notamment ses articles L.592-21 et suivants et L.596-1 et L.557-46 Arrêté du 12 décembre 2005 relatif aux équipements sous pression nucléaires Courrier CODEP-OLS-2013-064508 du 31 décembre 2013 - Inspection du 22/10/2013 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 1 mai 2015 au CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux sur le thème « Suivi en service des ESPN soumis à l'arrêté du 12 décembre 2005 ».
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 « Suivi en service des ESPN soumis à l'arrêté du 12 décembre 2005 ». Les inspecteurs ont d'abord effectué un récolement des actions faisant suite à l'inspection du 22 octobre 2013. Puis ils ont effectué un contrôle par sondage, documentaire et in situ, de l'application des annexes 5 et 6 de l'arrêté en référence [2].
Au vu de cet examen, il ressort que le CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux a globalement bien pris en compte les remarques faites lors de l'inspection de 2013. De plus, les équipements sous pression nucléaires examinés ne présentent pas d'écart documentaire et, globalement, peu de dégradations matérielles. Toutefois, les inspecteurs ont constaté que l'organisation du site en matière d'application de l'annexe 5 de l'arrêté [2] était à revoir sur un nombre limité de points.
ww.asn.fr
## Demandes D'Actions Correctives A. Liste Des Espn - Identification Des Équipements
Article 5 de l'arrêté [2] : « L'exploitant d'une installation nucléaire de base dresse la liste des équipements sous pression nucléaires utilisés dans l'installation. »
Malgré les explications que les inspecteurs de l'ASN en charge du contrôle des équipements sous pression nucléaires vous avaient apportées le 22 octobre 2013 et malgré la demande A3 formulée dans le courrier [3], vous considériez que les constats des inspecteurs « ne relevaient pas d'une situation d'écart avéré ». Vous nous aviez indiqué n'engager aucune action corrective.
Toutefois, le 11 mai 2015, les inspecteurs ont constaté que vous aviez, depuis, introduit une colonne « n° identification » dans votre liste des ESPN. Cette modification est de nature à permettre de lever l'écart que l'ASN a continué de considérer comme tel.
Cependant, dans la case correspondante, certains équipements non soumis aux annexes 5 et 6 de l'arrêté [2], possèdent la mention « sans objet - pas suivi en exploitation » (1 et 2 RCV 003 RF, PTR 001 RF, etc. …). Or, je vous rappelle que la liste demandée à l'article 5 de l'arrêté [1] concerne tous les ESPN et pas seulement ceux soumis aux annexe 5 et 6.
Demande A1 : je vous demande de rechercher les numéros d'identification de ces équipements lors de leur prochain acte de maintenance (dans votre documentation et in situ).
Si ces numéros demeurent introuvables, vous le noterez plus explicitement dans votre liste des ESPN.
&
## Inspections Périodiques D'Espn Annexe 5 De L'Arrêté [1] :
3. 2. L'inspection périodique est réalisée sous la responsabilité de l'exploitant par une personne compétente apte à reconnaître les défauts et dégradations susceptibles d'être rencontrés et à en apprécier la gravité. Le préfet peut récuser la personne ayant procédé à l'inspection périodique s'il estime qu'elle ne satisfait pas à ces conditions. La récusation est notifiée à l'intéressé et à l'exploitant.
[…]3. 5. L'inspection périodique donne lieu à l'établissement d'un compte rendu mentionnant les dates et les résultats des opérations effectuées. Ce compte rendu est signé par la personne qui a procédé à l'inspection périodique et par l'exploitant. Dans le cas où l'inspection périodique met en évidence une altération du niveau de sécurité d'un équipement, la remise en service de cet équipement est subordonnée au résultat favorable d'une nouvelle inspection périodique réalisée dans les mêmes conditions mais dont la portée peut être limitée aux seules parties concernées par cette atération.
Les inspecteurs ont constaté que la trame de référence d'une inspection périodique (IP) d'un ESPN (note technique n° 6120) ne laissait à la « personne compétente » que le choix entre les deux alternatives suivantes (cadre n° 11 : « Décision de la personne compétente ») :
-
« sans réserve pour prononcer l'inspection périodique de l'ESPN » ;
« non-conformité à traiter pour prononcer l'inspection périodique de l'ESPN ».
Ainsi, suivant cette trame, la personne compétente n'a que le choix de se prononcer positivement sur le résultat de l'IP et n'a pas l'opportunité de se prononcer défavorablement. Sa marge de manœuvre est réduite au choix d'émettre ou non des réserves à la prononciation de l'IP.
Je vous rappelle que le but d'une IP est de contrôler ponctuellement si le niveau de sécurité d'un équipement est altéré.
Dans le cas où le niveau de sécurité serait altéré, l'IP doit faire l'objet d'un compte rendu dont la conclusion ne pourra être que défavorable. De plus, l'arrêté [2] prévoit que la remise en service de cet équipement doit être subordonnée au résultat favorable d'une nouvelle IP
(réalisée dans les mêmes conditions, mais dont la portée peut être limitée aux seules parties concernées par cette altération). Cette nouvelle IP doit faire l'objet de son propre compte rendu dans lequel la personne compétente se prononce uniquement sur les éléments qu'elle a vu lors de cette seconde inspection périodique.
Dans le cas contraire, la personne compétente a toute latitude pour émettre des observations mais celles-ci ne doivent pas constituer des réserves à la prononciation de l'IP. En effet, il appartient à l'exploitant de prendre en compte ces observations dans le programme des opérations d'entretien et de surveillance de l'équipement concerné.
J'appelle votre attention sur le fait qu'il ne s'agit pas là d'une exigence purement administrative mais d'une exigence permettant de clarifier les responsabilités de chacun et en particulier celles de la
« personne compétente ». En effet, le rôle de celle-ci n'est pas d'établir des prescriptions techniques ni même d'autoriser la remise en service d'un équipement.
Son rôle se limite à établir un compte rendu traçant ses observations et à dire à un instant T si un équipement est dans un état tel qu'il permet, ou non, sa remise en service en toute sécurité. Le reste des opérations (réparations, autorisation de remises en service, prescriptions techniques, etc.) n'est pas de sa responsabilité mais de celle de l'exploitant.
Demande A2 : je vous demande de modifier votre trame de compte rendu d'inspection périodique afin qu'il permette à la personne compétente de se prononcer défavorablement, le cas échéant.
Demande A3 : je vous demande de modifier vos procédures relatives aux inspections périodiques afin de les rendre conformes au paragraphe 3.5 de l'annexe 5 de l'arrêté du 12 décembre 2005 relatif aux équipements sous pression nucléaires.
&
## Programme Des Opérations D'Entretien Et De Surveillance
Annexe 5 de l'arrêté [1] : 2. 1.L'exploitant définit et met en œuvre pour chaque équipement sous pression nucléaire un programme des opérations d'entretien et de surveillance. […]
2. 4.L'exploitant met à jour le programme des opérations d'entretien et de surveillance chaque fois que nécessaire, compte tenu de l'usage effectif des équipements, de leur évolution éventuelle en exploitation, en particulier de celle des propriétés des matériaux et des défauts et dégradations constatés, ainsi que du retour d'expérience et des résultats des requalifications périodiques.
Les inspecteurs ont constaté que, pour chaque ESPN soumis à l'annexe 5 de l'arrêté [1], les programmes des opérations d'entretien et de surveillance (POES) étaient constitués de divers documents soumis chacun à différents modes de révision et d'intégration. On peut citer :
les programmes de base d'entretien et de surveillance (PBES), rédigés par les services centraux d'EDF. Il existe un PBES rédigé par type d'équipement. Le CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux n'est pas maître de la mise à jour ces documents. Ils sont intégrés dans le système documentaire du CNPE suivant le même processus que les programmes de base de maintenance préventive
(PBMP). Par ailleurs, très peu de ces PBES ont été révisés depuis leur rédaction initiale et certains d'entre eux sont complétés par des documents internes (Demande particulière - DP,
Disposition transitoire - DT, etc…) dont les versions référencées sont périmées. Vos services ont expliqué aux inspecteurs que les PBES avaient vocation à intégrer le retour d'expérience de l'ensemble du parc électronucléaire d'EDF. Cependant, ces documents n'étant pas mis à jour régulièrement, le retour d'expérience, quand il est pris en compte, passe par d'autres voies ;
le « complément local », rédigé par le CNPE de Saint-Laurent-des-eaux. Il y a un seul document appelé « complément local » regroupant l'ensemble des ESPN du site pour lesquels des éléments complémentaires doivent être apportés en plus des PBES ;
les fiches d'écart (FE) de votre base de données Sigma relatives à chacun des matériels. En réponse à la demande A7 du courrier [3], vous m'indiquiez que ces fiches d'écart étaient intégrées dans le complément local. Elles vous servent, en outre, à tracer le retour d'expérience à l'échelle locale. Les inspecteurs considèrent que la multiplication des documents constituant les POES n'est pas propice à leur mise en œuvre. En particulier, ils considèrent que votre choix de reporter les défauts et dégradations constatées ainsi que le retour d'expérience uniquement dans les fiches d'écart Sigma n'est pas favorable à l'élaboration de maintenance préventive ni à l'exploitation du retour d'expérience au niveau local ou national.
Par exemple, le CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux bénéficie d'un retour d'expérience négatif sur l'étanchéité entre la plaque tubulaire et la boîte à eau des échangeurs RRA 002 RF. De ce fait, vos services vont regarder une fois par an s'il y a eu une fuite à cet endroit. Cette opération de surveillance, bien que pertinente, n'est pourtant tracée que de manière très succincte dans la fiche d'écart n° 9802.
Demande A4 : je vous demande d'apporter les évolutions nécessaires à votre organisation pour répondre aux exigences du paragraphe 2 de l'annexe 5 de l'arrêté du 12 décembre 2005 relatif aux équipements sous pression nucléaires. Tels que définis au paragraphe 2.1 de l'annexe 5, ces programmes comprennent les opérations d'entretien et de surveillance nécessaires à maintenir le niveau de sécurité de l'équipement au niveau requis pour la conception. Ces évolutions d'organisation doivent aboutir à l'intégration, dans ces programmes, de toutes les opérations définies par l'intermédiaire d'autres référentiels internes de maintenance tels que les Demandes Particulières (DP), Dispositions Transitoires (DT), traitements d'écarts, etc.
Je vous demande par conséquent d'établir un plan d'action identifiant les différentes étapes d'intégration dans les POES de toutes les opérations d'entretien et de surveillance définies en application de l'ensemble de votre référentiel de maintenance.
J'attire votre attention sur le fait que la requalification périodique des équipements est réalisée sur la base des comptes rendus des opérations d'entretien et de surveillance. A ce titre, l'adéquation aux programmes des comptes rendus de ces opérations doit être examinée par les organismes. L'ASN veillera à ce que les organismes réalisent cet examen sur la base de POES comprenant l'ensemble des opérations d'entretien et de surveillance.
## B. Demandes De Compléments D'Information Température Maximale Admissible Des Échangeurs 1 Et 2 Rcv 003 Rf
Lors du passage à l'indice 4 de la liste des ESPN (réf. D5160-SD-NT-08/5501), vous notez que le « RCV 003 RF-F, n'est plus considéré « chaud » [et] passe de catégorie III à catégorie II, non suivi en exploitation ». Vos services ont expliqué aux inspecteurs qu'il s'agissait de l'intégration de documents écrits par vos services centraux qui aurait permis de fixer la température maximale admissible (TS) de ct équipement.
Par ailleurs, lors de l'examen que vos services ont effectué à la suite de la demande A2 du courrier en référence [3], il a été indiqué que vous n'aviez pas trouvé de dossier descriptif de l'équipement permettant de vérifier la cohérence avec votre liste des ESPN. Or, si dans les trois premiers indices de cette liste, cet équipement était classé en catégorie III, il y a tout lieu de penser, qu'à ce moment-là vous disposiez d'informations vous permettant de le classer ainsi.
Par ailleurs, le classement en catégorie III de ce compartiment serait cohérent avec un constat que l'ASN a déjà fait sur d'autres CNPE du palier 900MW (Tricastin, Chinon B). Sur ces sites, il s'était avéré que le Guide d'Exploitation et d'Entretien (GEE) mentionnait une température de calcul de 121°C. En vertu de la définition de la TS dans le décret n° 99-1046 (vous aviez vous-même acté cette définition dans le cadre de votre réponse à la demande A2 du courrier en référence [3]), pour les équipements construits selon le décret du 2 avril 1926, c'est la température de calcul qui doit être prise comme TS quand elle est connue.
C'est pourquoi les inspecteurs s'interrogent sur la température maximale admissible à retenir pour le faisceau des échangeurs 1 et 2 RCV 003 RF du CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux.
Demande B1 : je vous demande de m'indiquer sur la base de quel document vous aviez initialement classé les faisceaux des échangeurs RCV 003 RV en catégorie III.
Je vous demande de rechercher l'ensemble des données de conception et de fabrication dont vous disposez et vous permettant de vous prononcer sur la température maximale admissible à retenir pour le faisceau des échangeurs 1 et 2 RCV 003 RF du CNPE
de Saint-Laurent-des-Eaux. Vous me transmettrez ces documents et vous vous positionnerez sur la TS et la catégorie à retenir pour ces équipements.
&
## Etat De L'Échangeur 1 Rcv 003 Rf
Les inspecteurs ont constaté que la peinture sur l'échangeur 1 RCV 003 RF comportait des rayures accompagnées de très légères traces d'oxydation.
Demande B2 : je vous demande de m'indiquer si vous considérez les traces observées par les inspecteurs comme des écarts matériels devant faire l'objet de mesure corrective et/ou préventive (remise en peinture).
Les inspecteurs ont constaté que la prochaine requalification périodique de l'échangeur 1 RCV
01 EX était programmée lors de la visite partielle prévue en 2017. Or, vu d'aujourd'hui, l'arrêt de ce réacteur est programmé seulement deux semaines avant la date limite de requalification périodique compte tenu des dates des dernières épreuves hydrauliques.
J'appelle votre attention sur le fait que lors de la mise à l'arrêt du réacteur cet échangeur ne peut pas être mis immédiatement hors service. De plus, je vous rappelle que cet équipement ne pourra être maintenu en service après la butée réglementaire.
Demande B2 : je vous demande de m'indiquer votre stratégie concernant la planification de cette activité. Allez-vous anticiper cette requalification ou alors allez-vous sécuriser l'activité en 2017 ?
&
## C. Observation
C1 : Dans le compte rendu d'IP de l'évaporateur 9 TEU 001 EV datant du 15 février 2013
(vérification interne/externe effectuée le 11 février 2013), la personne compétente indique en observation « Programmer la prochaine inspection sous 12 mois » et « Prochaine inspection périodique avant le 1/02/2014 ».
Or, pour l'année 2014, les inspecteurs ont constaté dans votre base de données que la mise hors pression pour l'IP suivante a eu lieu le 23 février 2014. Bien que cela ne soit pas contraire à la réglementation (qui demande une IP tous les 40 mois), vous étiez en écart avec le délai que vous vous étiez vous-même donné sans justification intermédiaire.
## &
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, 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 : Rémy ZMYSLONY |
INSSN-CAE-2016-0393 | DIVISION DE CAEN
Hérouville-Saint-Clair, le 8 mars 2016 N/Réf. : CODEP-CAE-2016-007988 Monsieur le Directeur de l'établissement AREVA NC
de La Hague 50 444 BEAUMONT-HAGUE CEDEX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection n° INSSN-CAE-2016-0393 du 4 février 2016 REFERENCE : [1] Lettre de suites CODEP-CAE-2015-018905 du 26 mai 2015
[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 prévu à l'article L. 592-21 du code de l'environnement, une inspection annoncée a été réalisée le 4 février 2016 au sein de l'établissement AREVA NC de La Hague. Cette inspection a concerné le bâtiment 130 de l'installation nucléaire de base (INB) n°38. Elle a porté sur les opérations préparatoires à la reprise des déchets entreposés dans le silo du bâtiment 130 et sur les opérations d'exploitation et de surveillance de cet entreposage. 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 du 4 février 2016 a concerné le bâtiment 130 de l'installation nucléaire de base (INB) n°38 implantée sur le site de La Hague, exploité par AREVA NC. L'INB n°38 est aujourd'hui en phase de démantèlement. Le bâtiment 130 abrite un silo (appelé silo 130) dans lequel sont entreposés les déchets issus des opérations de retraitement passées des combustibles usés de la filière « UNGG1 »
au sein de l'ensemble UP2-400 aujourd'hui en cours de démantèlement. Les opérations de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130, entreposés sous eau à la suite d'un incendie survenu en 1981, sont encadrées par la décision de l'ASN n° 2014-DC-0472 du 9 décembre 20142. L'inspection a porté principalement sur les opérations préparatoires aux opérations de reprise et de conditionnement des déchets entreposés dans le silo 130. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre pour la gestion du projet de reprise et de conditionnement des déchets apparaît globalement satisfaisante. Néanmoins, AREVA NC
devra justifier que le recours à l'assistance pour la surveillance des opérations menées dans le cadre du projet répond aux exigences de l'arrêté du 7 février 2012 en référence [2]. De plus, AREVA NC devra réaliser et formaliser le contrôle technique des activités importantes pour la protection requis par l'arrête susmentionné. Enfin, AREVA NC devra veiller à poursuivre ses efforts pour ne pas repousser l'échéance de reprise des déchets dans le silo 130 au-delà de la date fixée actuellement dans le cadre du pilotage du projet.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Essai Périodique De Bon Fonctionnement De La Pompe Mobile De Remplacement Pour La Vidange Des Effluents Du Silo 130
L'article 2.5.3 de l'arrêté du 7 février 2012 en référence [2] mentionne 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 personnes réalisant le contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accomplie. ». Les contrôles et essais périodiques réalisés sur des équipements importants pour la protection des intérêts constituent des activités importantes pour la protection. Vous considérez que les moyens de vidange anticipée du silo 130 mis en œuvre en cas de détection d'une éventuelle fuite sont des éléments importants pour la protection au sens de l'arrêté en référence [2]. Ainsi, la pompe mobile P44 dédiée, dans le local 790 du bâtiment 130, à la vidange des effluents du silo 130 et sa pompe de remplacement, constituent des équipements importants pour la protection. À la demande de l'ASN exprimée par courrier en référence [1], vous avez réalisé un contrôle du bon fonctionnement de la pompe de remplacement de la pompe mobile P44 susmentionnée. De plus, vous vous êtes engagé, en réponse à une demande complémentaire de l'ASN, à réaliser annuellement ce contrôle. Au cours de l'examen des résultats du premier contrôle annuel de la pompe de remplacement réalisé le 21 mai 2015, les inspecteurs ont relevé qu'un seul visa était apposé sur l'imprimé correspondant, à savoir celui de l'opérateur en charge de la réalisation de l'essai. Je vous demande de réaliser le contrôle technique de l'essai de bon fonctionnement de la pompe de remplacement de la pompe mobile de vidange des effluents du silo 130. Ce contrôle technique sera dûment formalisé dans la fiche de contrôle associée.
## B Compléments D'Information B.1 Pilotage Du Projet De Reprise Et De Conditionnement Des Déchets Du Silo130
L'article 1er de la décision n° 2010-DC-0190 de l'ASN du 29 juin 20103 demande qu'« *AREVA NC*
débute au plus tard le 1er juillet 2016 les opérations effectives de récupération et de reconditionnement de l'ensemble des déchets solides, des boues UNGG et de l'eau entreposés dans le silo 130 […] ». Vous avez présenté aux inspecteurs l'avancement du projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130. A la fin de l'année 2015, vous estimez que l'avancement physique global de la phase de réalisation du projet est de 43,1%. Vous assurez le pilotage du projet sur la base d'une date cible de reprise des déchets dans le silo fixée à novembre 2017. Le courrier du 12 janvier 2015 de notification de la décision n° 2014-DC-0432 de l'ASN du 9 décembre 2014 demande qu'une information de l'ASN soit faite pour « *tout aléa technique avéré* intervenant sur les opérations de reprise et de conditionnement des déchets anciens, susceptible de remettre en cause le respect des échéances prescrites [en particulier dans la décision n° 2010-DC-0190 du 29 juin 2010] ».
Vous avez transmis à l'ASN une analyse de l'absence d'impact sur les intérêts protégés du report de la date de reprise des déchets du silo 130. Ce document est en cours d'examen par les services de l'ASN. Je vous demande de me présenter les dispositions techniques et organisationnelles que vous mettez en œuvre pour ne pas repousser l'échéance de reprise des déchets dans le silo 130 fixée au 1er juillet 2016 au-delà de la date objectif fixée actuellement dans le cadre du pilotage du projet.
## B.2 Assistance À La Surveillance D'Activités Importantes Pour La Protection
L'article 2.2.3 de l'arrêté du 7 février 2012 dispose que : « 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. 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. ». Deux chargés de surveillance d'une entreprise extérieure ont été nommés par cette entreprise extérieure le 21 avril 2015 pour le suivi de projets réalisés sur le site de La Hague. L'un de ces deux chargés de surveillance suit notamment le projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130. Vous avez indiqué que cette personne assistait le chef du projet et son adjoint dans les opérations de surveillance réalisées au titre de l'arrêté du 7 février 2012. Vous avez précisé qu'il s'agissait d'une « assistance logistique » à la surveillance. Les inspecteurs ont examiné la note interne de l'entreprise extérieure portant nomination des chargés de surveillance. Cette note précise que les deux chargés de surveillance ont suivi en particulier une sensibilisation à l'arrêté du 7 février 2012. Les inspecteurs ont également examiné le rapport de surveillance associé à la phase de réalisation, qui est en cours, du projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130. Ils ont relevé que les actions menées par la personne en charge de l'assistance à la surveillance étaient validées par le chef du 3 Décision n° 2010-DC-0190 de l'ASN du 29 juin 2010 fixant à AREVA NC des prescriptions relatives à la reprise des déchets contenus dans le silo 130 de l'INB 38, dénommée STE2 sur le site de La Hague projet d'AREVA NC. Vous n'avez toutefois pas été en mesure d'apporter d'éléments permettant d'apprécier la répartition des actions de surveillance autres que documentaires ou réalisées *a posteriori* entre l'assistance à la surveillance et AREVA NC. Je vous demande de m'indiquer l'organisation retenue spécifiquement pour la réalisation des actions de surveillance dans le cadre du projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130, en vous prononçant de manière argumentée sur le respect des exigences de l'article 2.2.3 de l'arrêté en référence [2]. Vous préciserez également la répartition des actions entre l'assistance à la surveillance et AREVA NC ainsi que les modalités de définition des orientations et des actions correctives éventuellement prises dans le cadre de l'élaboration du programme de surveillance et du traitement des écarts relevés le cas échéant. Je vous demande de me communiquer la liste des assistances auxquelles vous avez recours dans le cadre plus général de la mise en œuvre du programme de reprise et de conditionnement des déchets anciens. Conformément au 2ème alinéa de l'article 2.2.3 de l'arrêté INB du 7 février 2012, vous préciserez les motivations de ces éventuels recours et la manière dont vous mettez en œuvre les obligations définies au 1er alinéa de l'article susmentionné.
B.3 Information de l'Autorité de sûreté nucléaire concernant la réalisation des essais de qualification des éléments importants pour la protection Vous avez présenté l'avancement des essais de qualification qui concernent :
- le grappin de reprise des déchets dans le silo 130. La fabrication du grappin a été terminée en novembre 2015 et des essais sont prévus chez le fournisseur en mars 2016 ;
- le procédé de quantification de la teneur en magnésium des déchets repris. Les fûts qui recevront les déchets ne peuvent en effet contenir qu'une quantité limitée de magnésium afin que le risque lié au dégagement d'hydrogène en raison du conditionnement des déchets sous eau, à cette étape du procédé, soit maîtrisé. Des essais ont été réalisés et de nouveaux essais sont prévus en juin 2016.
Les inspecteurs ont rappelé l'intérêt qu'ils portaient à ces essais de qualification qui constituent des étapes-clés du projet de reprise et conditionnement des déchets du silo 130.
Je vous demande de me communiquer le calendrier des essais de qualification prévus en 2016 dans le cadre du projet de reprise et conditionnement des déchets du silo 130.
B.4 **Maintenance des équipements de raccordement des cuves de réception des effluents du**
silo 130 aux installations de traitement des effluents En cas d'une éventuelle fuite du silo 130, il est prévu que l'eau contenue dans le silo soit vidangée et transférée vers des cuves de l'ancienne installation de dépotage du nitrate d'uranyle du site de La Hague (atelier STU). Le mode opératoire pour la vidange des effluents du silo 130 précise que des liaisons existantes depuis l'atelier STU permettent le transfert des effluents vers les installations de traitement des effluents. À la demande de l'ASN exprimée par courrier en référence [1], vous avez réalisé la vérification de l'état des vannes de raccordement des cuves de l'atelier STU de réception des effluents de vidange du silo 130 aux installations de traitement des effluents des ateliers concernés. De plus, vous vous êtes engagés, en réponse à une demande complémentaire de l'ASN, à mettre en œuvre un plan de maintenance spécifique. Vous avez présenté les opérations de maintenance prévues sur l'ensemble de ces vannes. Les inspecteurs ont relevé que le document associé (gamme opératoire « MGO.2 ») n'était pas sous assurance de la qualité et ne précisait pas le périmètre d'application des opérations décrites. Je vous demande de me communiquer le plan de maintenance, sous assurance de la qualité, des vannes de raccordement des cuves de l'atelier STU de réception des effluents de vidange du silo 130 aux installations de traitement des effluents du site de La Hague.
B.5 Programme de surveillance des colis de déchets contenant du graphite dans l'atelier d'entreposage des déchets solides L'article 9 - alinéa I - de la décision de l'ASN n° 2014-DC-0432 du 9 décembre 2014 précise que « [lorsque] l'exploitant n'est pas en mesure de réaliser les opérations de conditionnement des déchets contenus dans les entreposages […] dès leur reprise effectuée dans les délais précisés dans […] les décisions des 29 juin 2010 et 26 juin 2012 […], il définit une solution d'entreposage intermédiaire des déchets repris avec un conditionnement conforme aux spécifications d'acceptation de l'entreposage auquel ils sont destinés. ».
Il est prévu que les déchets de graphite qui ont vocation à être repris dans le silo 130 soient conditionnés sous eau dans des fûts. Ces fûts sont dans un premier temps destinés à être entreposés dans l'installation d'entreposage des déchets solides du site de La Hague, dans l'attente d'un traitement ultérieur en cours de définition qui devra permettre leur évacuation vers un centre de stockage dédié. Les premiers résultats des essais de corrosion des fûts destinés à l'entreposage intermédiaire permettent de définir en particulier les conditions d'acidité/basicité de l'eau de couverture des déchets dans les fûts. La présence de magnésium dans les déchets à reprendre du silo 130 vous amène par ailleurs à prendre en compte le risque de dégagement d'hydrogène. Vous avez indiqué qu'une analyse de sûreté relative au conditionnement et à l'entreposage des fûts de déchets de graphite issus du silo 130 serait transmise à l'ASN à l'échéance d'avril 2016. Cette analyse de sûreté prendra en compte les résultats des analyses de sûreté déjà menées relatives au risque de criticité d'une part, et au risque de dégagement d'hydrogène d'autre part. Vous avez également précisé que vous n'aviez pas défini de plan de surveillance des fûts de déchets de graphite au sein de l'installation d'entreposage intermédiaire sur le site de La Hague. Or, les inspecteurs estiment qu'au vu des premiers éléments portés à connaissance de l'ASN, la mise en place d'un tel plan doit faire l'objet d'une considération attentive et argumentée et que, le cas échéant, ses modalités de mise en œuvre doivent être portées au dossier soumis à instruction. Je vous demande de définir le programme de surveillance des colis de déchets dans l'entreposage des déchets solides du site de La Hague dans le dossier de sûreté. Je vous demande de le communiquer à l'ASN à l'échéance d'avril 2016.
## 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. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
## Le Chef De Division,
signé par,
## Guillaume Bouyt
|
INSSN-MRS-2016-0618 | DIVISION DE MARSEILLE
Marseille, le 14 AVRIL 2016 N/Réf. : CODEP-MRS-2016-015353 Monsieur le directeur général d'ITER Organization Route de Vinon-sur-Verdon 13115 SAINT PAUL-LEZ-DURANCE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base.
Inspection no INSSN-MRS-2016-0618 du 5 avril 2016 2016 à ITER (INB 174)
Thème « Inspection générale »
Monsieur le directeur général, 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 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 n°2008-334 du 11 avril 2008, une inspection inopinée a eu lieu le 5 avril 2016 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 inopinée de l'INB 174 - ITER du 5 avril 2016 portait sur le thème
« conception/construction ».
Les inspecteurs ont effectué, le matin, une visite partielle du chantier, en particulier du complexe Tokamak, puis ont examiné la détection et le traitement de non-conformités sélectionnées par sondage ainsi que des fiches d'exécutions de travaux.
Au vu de cet examen non exhaustif et de la visite du chantier, l'ASN relève la poursuite des améliorations sur l'organisation du chantier et le traitement des non-conformités. En effet, le chantier apparait globalement bien maîtrisé et la détection des non-conformités se révèle plus efficace. Une action corrective prioritaire concernant des ancrages détectés non-conformes est toutefois demandée afin de garantir que ces ancrages ne pourront être utilisés. Des compléments d'informations sont également attendus à l'issue de cette inspection.
## A. Demandes D'Actions Correctives Ancrage Du Cryostat : Action Prioritaire
Lors de la visite et du contrôle d'une fiche de non-conformité, non encore validée mais ouverte dans le système documentaire pour permettre son suivi, il est apparu que des essais de résistance mécanique sur les ancrages de la jupe du cryostat montrent des non-conformités visà-vis des exigences de résistance à la traction. Les ancrages ont été laissés en place pour permettre le coulage du béton et ont été rendu démontables pour permettre leur remplacement, après coulage, une fois les actions correctives définies et validées.
A 1. Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires, conformément aux articles 2.6.2 et 2.6.3 de l'arrêté « INB » du 7 février 2012, relatifs à la gestion des écarts, pour définir et marquer les ancrages non-conformes et les rendre inutilisables dans un délai maximum d'un mois. Vous me rendrez compte de leur mise en œuvre dans ce même délai. Vous me tiendrez également informé de votre analyse de la non-conformité, notamment concernant la réception sur le chantier d'équipements sans l'assurance de leur conformité, ainsi que des actions correctives prévues pour ces ancrages et plus généralement pour tous les équipements susceptibles d'être concernés par un écart similaire. Vous me transmettrez les évolutions de cette fiche de non-conformité jusqu'à sa clôture.
## B. Compléments D'Information Non-Conformités Sur Les Platines
L'équipe d'inspection a noté que plusieurs non-conformités concernaient des erreurs sur la prise en compte de platines des voiles des niveaux inférieurs du complexe Tokamak. Il apparait que l'une des causes de ces erreurs est liée aux évolutions et modifications de documents réalisés en parallèle et aux choix des arrêts de bétonnage qui ne sont pas définis sur les plans. Ces non-conformités ont bien été détectées mais des erreurs du même type peuvent concerner les niveaux B1 et L1.
B 1. Je vous demande de me préciser les dispositions retenues afin de vous assurer qu'il n'y a pas d'interférence entre les arrêts de bétonnage et les platines pour les éléments des niveaux B1 et L1 restant à construire.
Lors de la visite du chantier, les inspecteurs ont relevé au niveau du voile ouest de la mezzanine (secteur B2MCW14) la présence d'empilage d'épingles dites de « frettage », sous une forme peu conventionnelle en génie civil.
B 2. Je vous demande de justifier le choix de la technique retenue pour cet empilement et son efficacité.
## Prise En Compte Du Risque De Chute D'Avion
Une fiche de non-conformité concerne la non-prise en compte dans des plans de conception du risque de chute d'avion sur des voiles du bâtiment « diagnostic » sur lequel des portes extérieures sont présentes. Cette non-conformité a été détectée avant la construction des voiles concernés et des modifications du ferraillage ont été apportées.
B 3. Je vous demande de me préciser comment le risque de chute d'avion a été pris en compte pour ce qui concerne les portes des voiles objet de la nonconformité. Vous me transmettrez la fiche de non-conformité lorsqu'elle sera clôturée.
## 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, 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.
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 Laurent DEPROIT |
INSSN-LYO-2015-0039 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 27 novembre 2015 N/Réf. : CODEP-LYO-2015-047400 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Bugey Electricité de France CNPE du Bugey BP 60120 01155 LAGNIEU Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire de Bugey Inspection INSSN-LYO-2015-0039 du 18 novembre 2015 Thème : « R1.2 management de la sûreté et organisation » Réf. : Code de l'environnement, notamment l'article L596-1 et suivants Référence à rappeler dans toute correspondance : INSSN-LYO-2015-0039 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, à l'article L596-1 et suivants, une inspection courante a eu lieu le 18 novembre 2015 sur la centrale nucléaire de Bugey, sur le thème
« management de la sûreté et organisation ».
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 de la centrale nucléaire du Bugey du 18 novembre 2015 concernait le thème « management de la sûreté et organisation ». Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place pour déployer le système d'autorisation interne des modifications temporaires des spécifications techniques d'exploitation. Dans ce cadre, les inspecteurs ont examiné également par sondage des dossiers d'intervention mis en œuvre pour certaines de ces modifications. Cette inspection a porté également sur l'organisation de la filière indépendante de sûreté et sur l'examen d'arbitrages rendus par la direction de la centrale nucléaire du Bugey lorsque les positions de la filière indépendante de sûreté et des différents services étaient opposées au sujet d'évènements pouvant amener à la déclaration d'un évènement significatif pour la sûreté.
Il ressort de cette inspection que l'organisation du système d'autorisation interne des modifications temporaires des spécifications techniques d'exploitation est, sur la centrale nucléaire du Bugey, globalement satisfaisante et que le gréement de la filière indépendante de sûreté lui permet d'assurer correctement les missions qui lui sont dévolues. Pour ce qui concerne les arbitrages rendus par la direction de la centrale au sujet d'évènements pouvant amener à la déclaration d'un évènement significatif pour la sûreté, les inspecteurs considèrent que la persistance d'un écart connu sur les installations, et particulièrement lorsque sa résorption est portée par un plan d'actions incomplet, doivent faire l'objet d'une position managériale plus forte sur le plan déclaratif afin de marquer l'exigence de la suppression des écarts présents sur les installations.
## � A. Demandes D'Actions Correctives Système D'Autorisation Interne
Les inspecteurs ont examiné l'organisation sur la centrale nucléaire du Bugey du système d'autorisation interne pour les modifications temporaires du chapitre III des règles générales d'exploitation (RGE).
Dans ce cadre, les inspecteurs ont examiné certaines des dispositions de la décision de l'ASN n°2014-
DC-0452 relative aux modalités de mise en œuvre du système d'autorisation interne. Les inspecteurs ont relevé en particulier la nécessité de mieux formaliser l'information de l'ASN relative aux modifications autorisées en interne conformément au point C2 de cette décision. Demande A1 : Je vous demande de formaliser l'information de l'ASN au sujet des modifications autorisées en interne. Dans ce cadre vous nous transmettrez le courrier d'accord et le dossier correspondant des modifications autorisées. Les inspecteurs ont examiné le suivi assuré par la centrale nucléaire du Bugey des mesures compensatoires décrites dans le dossier de modification temporaire du chapitre III des RGE et, le cas échéant, des réserves formulées par l'entité EDF ayant accordé cette modification.
Pour le dossier de remplacement de la vanne repérée 2RCV094VB porté par une modification temporaire de chapitre III des RGE, les inspecteurs ont relevé qu'une mesure compensatoire demandait à la fois de vérifier que le système de ventilation des locaux électriques était disponible mais également de s'assurer qu'il ne ferait l'objet d'aucune action de maintenance ou d'essai susceptible de fragiliser sa disponibilité. Les inspecteurs n'ont pas trouvé de traçabilité de la première action de vérification dans le dossier de suivi de l'intervention.
Pour le dossier de remplacement des vannes 5PTR010, 134 et 135VB porté par une modification temporaire de chapitre III des RGE, les inspecteurs ont relevé qu'une mesure compensatoire demandait de fixer un point de contrôle de la température de la piscine des assemblages combustibles usés avant chaque début d'intervention sur une vanne. Alors que l'intervention de deux vannes était programmée en même temps, un décalage de 1h30 s'est produit entre les deux interventions. Pour autant les inspecteurs n'ont identifié qu'un point de contrôle unique de la température de la piscine des assemblages combustibles usés. Demande A2 : Je vous demande de veiller à tracer dans le dossier de suivi d'intervention associé à la mise en œuvre de travaux couverts par une modification temporaire du chapitre III
des RGE chacune des mesures compensatoires en vous assurant de les détailler une à une. Arbitrages rendus par la direction lorsque les positions de la filière indépendante de sûreté et des différents services étaient opposées au sujet d'évènements pouvant amener à la déclaration d'un évènement significatif Les inspecteurs ont examiné les éléments de décision pris en compte par la direction de la centrale nucléaire du Bugey pour les arbitrages, d'une part, d'un écart d'intégration de la disposition transitoire EDF n°332 relative à l'autonomie en huile des groupes électrogènes de secours, et d'autre part, d'un écart dans la mise en œuvre de la demande particulière EDF n°303 relative à un écart de conformité concernant la non tenue au séisme de lignes d'échantillonnage du circuit d'échantillonnage du circuit primaire (REN). Dans les deux cas, les écarts examinés lors de la réunion d'arbitrage étaient connus depuis plusieurs années et faisaient l'objet de plans d'actions en vue de les résorber. Ces plans d'actions n'ont pas été pleinement respectés ou se sont avérés insuffisant. Si pour aucune de ces situations il n'y a eu de conséquences réelles sur les installations, les écarts ont contribué à défiabiliser l'alimentation en huile des groupes électrogènes de secours et les moyens d'échantillonnage du circuit primaire nécessaires au pilotage du réacteur. La direction a pour chacune de ces situations arbitré en faveur d'une analyse à faire un interne des services concernés et non de la déclaration d'un événement significatif pour la sûreté. Demande A3 : Je vous demande lors des arbitrages rendus par la direction, de prendre en compte, dans les situations de non-respect d'actions de résorption d'écarts connus, le facteur managérial relatif à l'exigence de suppression de tous les défauts présents sur les installations susceptibles de défiabiliser des équipements importants pour la protection.
Les inspecteurs ont examiné les éléments de décision pris en compte pour l'arbitrage d'un écart dans l'application d'une prescription particulière relative aux conditions d'ouverture de la porte biologique du sas d'accès du matériel situé à 0m du réacteur n°4. Les inspecteurs ont relevé qu'à la suite de cet évènement une fiche d'analyse sûreté avait été rédigée pour détailler de manière plus précise les conditions de la règle particulière des spécifications techniques d'exploitation concernant les conditions d'ouverture et de fermeture de cette porte biologique. Pour autant, les inspecteurs ont constaté que la problématique n'était pas liée au choix d'ouverture ou fermeture de cette porte selon l'état du réacteur mais à l'acceptabilité du temps de maintien en ouverture de cette porte qui n'est autorisée strictement que lors des opérations d'introduction du matériel dans le bâtiment réacteur. Il ne ressort pas de l'analyse effectuée a posteriori de cet évènement de critère de décision qui permet aux acteurs concernés de ne pas laisser cette porte biologique ouverte sans avoir l'assurance d'opérations d'introduction de matériels dans le bâtiment réacteur. Demande A4 : je vous demande de compléter votre analyse des conditions d'utilisation de la prescription particulière relative aux conditions d'ouverture de la porte biologique du sas d'accès du matériel situé à 0m du bâtiment réacteur. En particulier vous veillerez à définir un critère de décision vous permettant d'avoir l'assurance que cette porte n'est maintenue ouverte que lors d'opérations d'entreposage du matériel ou de maintenance dans l'état du réacteur correspondant à celui fixé par les spécifications techniques d'exploitation.
Les inspecteurs ont examiné les éléments de décision pris en compte pour l'arbitrage d'écarts sur le circuit d'échantillonnage du circuit primaire et plus particulièrement sur la chaîne de fonctionnement du boremètre. Ces écarts se sont succédés depuis 2008 et ont fait l'objet de plusieurs interventions dont certaines ont générés des écarts supplémentaires comme le branchement d'une multiprise depuis l'armoire électrique d'alimentation du boremètre. Sur cette multiprise d'autres équipements avaient alors été branchés faisant disjoncter à plusieurs reprises l'armoire électrique du boremètre. Les inspecteurs ont constaté qu'il n'y a pas eu pour le traitement de ces écarts une réflexion globale qui s'est interrogée sur la fiabilité de l'ensemble de la chaîne de fonctionnement du boremètre. L'arbitrage a été rendu en faveur d'un plan d'actions déjà connu et « simples à mettre en œuvre » afin de résorber les écarts concernés. Demande A5 : Je vous demande d'engager une réflexion globale sur la fiabilité de toute la chaîne de fonctionnement de vos boremètres et de me rendre compte de vos conclusions assorties le cas échéant de vos actions correctives et réactives.
Demande A6 : Je vous demande d'identifier la présence éventuelle de toutes les multiprises présentes sur les installations nucléaires et de procéder sans délai à leur suppression.
Les inspecteurs ont examiné les éléments de décision pris en compte pour l'arbitrage d'un défaut d'isolement d'une armoire électrique. Les inspecteurs ont constaté qu'une décision de couper volontairement l'alimentation d'une baie d'isolement avait été prise lors de l'évènement sans analyse préalable de l'impact de cette action vis-à-vis des spécifications techniques d'exploitation. Les inspecteurs ont relevé que l'arbitrage a été rendu sur la base de l'analyse réalisée a posteriori de l'impact sur la disponibilité des matériels des actions qui ont réalisées. Demande A7 : Je vous demande de prendre en compte lors de vos arbitrage, outre l'impact sur la disponibilité des matériels concernés, les éventuelles carences d'analyse préalable de l'impact sur les spécifications techniques d'exploitation des décisions qui ont été prises.
## � B. Compléments D'Information
Les inspecteurs ont examiné la nouvelle trame qui permet de rédiger les demandes de modifications temporaires des règles générales d'exploitation adressées à l'ASN au titre de l'article 26 du décret du 2 novembre 2007. Ils ont souligné l'importance à accorder à la qualité et de la complétude du volet relatif à l'impact sur la sûreté afin de faciliter par la suite l'efficacité de l'instruction. Demande B1 : Je vous demande de développer de manière appropriée, en fonction de l'enjeu et des impacts possibles sur la disponibilité des matériels, le volet « impact sur la sûreté » des demandes de modifications temporaires des règles générales d'exploitation adressées à l'ASN.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois, sauf mention contraire. 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. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'Adjoint au chef de la division de Lyon Signé par :
Olivier VEYRET |
INSSN-LIL-2015-0790 | DIVISION DE LILLE
Lille, le 30 décembre 2015 CODEP-LIL-2015-051978 MO/NL Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité B.P. 149 59820 GRAVELINES
Objet : Contrôle des Installations Nucléaires de Base CNPE de Gravelines - INB n° 96 - 97 - 122 Inspection **INSSN-LIL-2015-0790 du 15 décembre 2015**
Thème : "Prestataires" Réf. : Code de l'environnement, notamment ses articles L.592-21 et suivants et L.596-1.
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, une inspection a eu lieu le 15 décembre 2015 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème "Prestataires".
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 "Prestataires". Les inspecteurs ont cherché, dans un premier temps, à vérifier le respect du programme de base de maintenance préventive relatif aux conduites en béton à âme tôle, et plus particulièrement la réalisation des auscultations altimétriques des tuyauteries en béton à âme tôle des amenées du circuit interférent CRF (eau de circulation brute) pour les 6 réacteurs du site depuis 2005. Puis, étant donné que la réalisation de ces auscultations altimétriques des tuyauteries en béton à âme tôle des amenées du circuit interférent CRF était sous-traitée de 2005 à 2011, les inspecteurs ont contrôlé le respect du prescriptif applicable aux prestataires, notamment en termes de contrôle technique et de surveillance.
Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que l'organisation et les dispositions dédiées à la sous-traitance et à la réalisation de cette maintenance préventive sont globalement satisfaisantes. Toutefois, il convient de noter des écarts en matière de non-respect de la fréquence de réalisation de ces auscultations altimétriques et de traçabilité des activités de surveillance du prestataire.
## A - Demandes D'Actions Correctives Non-Respect D'Un Programme De Maintenance Préventive
Le programme de base de maintenance préventive PB900-AM121-08 Indice 0 prescrit la réalisation des auscultations altimétriques des tuyauteries en béton à âme tôle des amenées du circuit interférent CRF (eau de circulation brute), à chaque arrêt de réacteur pour maintenance et rechargement du combustible et de manière alternative sur la file 1 et sur la file 2.
Tout d'abord, les inspecteurs ont constaté que ce contrôle n'avait pas été effectué en 2010 sur la file 1 du réacteur n° 4. En effet, le CNPE a effectué les auscultations altimétriques des tuyauteries en béton à âme tôle des amenées du circuit interférent CRF du réacteur n°4 sur la file 1 en 2008, puis sur la file 2 en 2009 et ensuite sur les files 1 et 2 en 2011.
Par ailleurs, les inspecteurs n'ont également pas eu accès aux documents relatifs aux auscultations altimétriques des tuyauteries en béton à âme tôle des amenées du circuit interférent CRF de la file 2 du réacteur n°1, qui auraient dues être effectuées en 2005. Lors de l'inspection, vos représentants ont signifié que ces mesures avaient bien été réalisées, puisque d'après eux, elles sont tracées sur l'application informatique SYGMA. Suite à l'inspection, le CNPE a transmis le dossier d'intervention du contrôle effectué en 2005 sur le réacteur n° 1. Après analyse de ce document, il s'avère que les auscultations altimétriques des tuyauteries en béton à âme tôle des amenées du circuit interférent CRF réalisées en 2005 sur le réacteur n° 1 portent sur la file 1 au lieu de la file 2 (à normalement effectuer au regard de l'alternance des files). Par conséquent, la file 2 du réacteur n° 1 a fait l'objet de ce contrôle en 2003 et 2007 mais pas en 2005.
## Demande A1
Je vous demande de veiller au respect des fréquences de contrôle imposées par les programmes de base de maintenance préventive. Vous me préciserez les actions correctives envisagées pour éviter le renouvellement de ce type d'écart.
## Traçabilité De La Surveillance Des Activités Des Prestataires
L'arrêté du 10 août 1984 relatif à la qualité de la conception, de la construction et de l'exploitation des installations nucléaires de base dispose à l'article 4 que « l'exploitant exerce ou fait exercer sur tous les prestataires une surveillance permettant de s'assurer de l'application par ceux-ci des dispositions ainsi notifiées. En particulier, il veille à ce que les biens ou services fournis fassent l'objet de contrôles permettant de vérifier leur conformité à la demande ». De plus, la Directive DI 116 relative à la surveillance des prestataires prescrit : « le programme de surveillance doit être centré sur la prestation de rang 1 et identifier des actions de surveillance élémentaires sur les prestations de rang inférieur, selon leur importance vis-à-vis des enjeux sureté, sécurité, radioprotection, environnement et résultat attendu qualité technique ».
Les inspecteurs ont consulté les dossiers de suivi d'intervention relatifs à la réalisation des auscultations altimétriques des tuyauteries en béton à âme tôle des amenées du circuit interférent CRF, des 6 réacteurs sur la période 2005 à 2011. Ces contrôles avaient été réalisés par un prestataire de rang 2 et une surveillance avaient été effectuée par le prestataire de rang 1 sur certaines phases de la prestation. A la lecture de ces dossiers de suivi d'intervention, il a été constaté à plusieurs reprises que la traçabilité de la surveillance était perfectible, à savoir la surveillance a été tracée par une signature mais le nom du chargé de surveillance n'y figure pas systématiquement.
## Demande A2
Je vous demande de veiller à la bonne traçabilité de la surveillance effectuée par vos prestataires de rang 1 auprès de leurs sous-traitants. Vous me préciserez les actions initiées pour éviter le renouvellement de cet écart.
## B - Demandes D'Informations Complémentaires Evaluation Des Prestataires
La directive DI 53 à l'indice 4 relative à la qualification et à la surveillance des entreprises prestataires externes intervenant sur les sites nucléaires en exploitation était d'application du 26 juillet 2006 au 27 septembre 2011. Celle-ci prescrit l'évaluation des entreprises prestataires et le suivi de leur qualification :
- « *Cette évaluation périodique est formalisée au travers de la Fiche d'Evaluation Périodique du* Prestataire (FEPP) et porte sur les différents thèmes de l'examen d'aptitude » ; - « *Une FEPP a minima annuellement, pour chaque entreprise prestataire qualifiée et ce pour chaque* type d'activité concerné (système de qualification, domaine ou sous-domaine d'activité…) »
Les inspecteurs ont demandé à consulter les fiches d'évaluation du prestataire de rang 1, qui sous-traite les activités d'auscultations altimétriques des tuyauteries en béton à âme tôle des amenées du circuit interférent CRF du site, sur la période 2006 à 2011. Le seul document que vos représentants ont été en mesure de présenter aux inspecteurs est la FEPP portant sur l'année 2010.
## Demande B1
Je vous demande de me préciser si vous avez bien réalisé une fiche annuelle d'évaluation de ce prestataire de rang 1 sur la période 2006 à 2011. Vous me fournirez les justificatifs afférents. La lecture de cette FEPP portant sur l'année 2010 met en exergue le fait qu'il n'y a très peu de commentaire littéral, ce qui donne de ce fait l'impression de disposer d'un document assez creux et peu exploitable. Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs que l'évaluation des prestataires est basée sur un système de notation :
- A : Très satisfaisant
- B : Satisfaisant
- C : Peu satisfaisant
- D : Pas satisfaisant. Pour les notations A, C et D, il est nécessaire de les motiver par un commentaire. A l'inverse, pour la notation B, le commentaire n'est pas obligatoire. Ainsi, la fiche consultée comprend uniquement des notations B, à l'exception d'une notation A qui a fait l'objet d'un commentaire.
Les inspecteurs s'interrogent sur ces critères d'obligation d'inscription ou non de commentaires sur la fiche d'évaluation des prestataires. En effet, d'un point de vue FSOH (facteurs socio-organisationnels et humains), le fait de ne pas exiger de commentaire pour la notation B pourrait inciter l'utilisation plus fréquente de cette notation qui facilite la rédaction des fiches d'évaluation des prestataires.
## Demande B2
Je vous demande de mener une réflexion sur les critères d'obligation d'inscription ou non de commentaires afin notamment de disposer d'outils d'évaluation exploitables et de vous assurer que la notation figurant sur les fiches d'évaluation des prestataires correspondent à la réalité.
## C - Observations Ré-Internalisation Des Compétences
Depuis 2012, le CNPE ne fait plus appel à la sous-traitance pour la réalisation des auscultations altimétriques des tuyauteries en béton à âme tôle des amenées du circuit interférent CRF du site. Cette maintenance est dorénavant réalisée par le service DTG (Division technique générale) d'EDF. Les inspecteurs ont également consulté les rapports d'intervention effectués par DTG relatifs à la réalisation de ces auscultations altimétriques. Le rapport 2014 met en exergue une forte suspicion d'erreur dans les mesures effectuées en 2012 (écart de 2 cm par rapport aux mesures effectuées en 2014). Cette potentielle erreur est bien identifiée et tracée et reste à être confirmée par les mesures qui seront effectuées en 2016.
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, 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'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la Division, Signé par François GODIN |
INSSN-OLS-2015-0080 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2015-051975 Orléans, le 30 décembre 2015 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 - INB n°107 et 132 Inspection n° INSSN-OLS-2015-0080 du 20 octobre 2015
« Autres agressions - séisme »
Réf. : Code de l'environnement, notamment ses articles L.592-21 et suivants et L.596-1 et L.557-46 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 20 octobre 2015 au CNPE de Chinon sur le thème « Autres agressions - 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème des agressions externes et plus particulièrement celui du séisme. Les inspecteurs ont effectué une visite des deux bâtiments diesels et du bâtiment électrique voie A de la tranche B2 de Chinon.
L'inspection du 20 octobre 2015 visait à vérifier l'organisation mise en place par le site de Chinon pour manager le risque sismique au titre de la directive interne n°134 (DI 134), en particulier à travers le plan d'action « séisme évènement » et les analyses de risques liées aux chantiers nécessitant des échafaudages. Les inspecteurs ont contrôlé la lettre de mission du référent séisme-évènement et vérifié les actions portées et mises en place par celui-ci. Les inspecteurs ont vérifié, en particulier, la mise en place des principales actions correctives demandées par l'ASN suite à l'inspection du 14 mai 2014 sur le respect du référentiel séisme. Au cours de la visite de terrain, les inspecteurs ont vérifié, par sondage, la conformité des ancrages des échafaudages.
A la suite de cette inspection, il apparaît que la démarche « séisme évènement » est en cours de mise en place de manière active depuis un an, après un démarrage tardif et qu'elle devrait pouvoir être pleinement opérationnelle au cours des prochains mois, si son déploiement se poursuit comme prévu. Les inspecteurs ont en particulier noté les efforts déployés à la suite de l'inspection du 14 mai 2014. Ils soulignent toutefois les progrès importants qu'il reste à faire, en particulier sur la conformité des ancrages des échafaudages et la résorption des derniers écarts constatés lors des inspections « séisme » réalisées à la suite de l'accident de la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi.
La poursuite du déploiement des dispositions de la DI 134, qui participe à l'application de la prescription [EDF-CHB-7][ECS-9] de la décision de l'ASN n°2012-DC-0278 du 26 juin 2012, doit donc être achevée au plus tôt.
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## A. Demandes D'Actions Correctives Liste Des Couples Agresseurs/Cibles
La démarche « séisme-évènement » est encadrée par vos services centraux au travers, notamment :
- D'une note méthodologique d'élaboration des listes des couples agresseurs/cibles locaux ; - D'un guide méthodologique détaillant les modalités de déclinaison de la DI 134 ; - D'une règle de prévention du risque d'agression « séisme-évènement en exploitation ». Concernant la prise en compte de cette démarche, les inspecteurs ont noté que le CNPE de Chinon a élaboré la liste des couples agresseurs/cibles locaux. Toutefois, moins de 10% de ces couples donnent lieu à une analyse formalisée. La liste des couples agresseurs/cibles locaux doit par ailleurs encore être complétée par les justifications génériques que doivent fournir les services centraux, qui étaient attendues, le jour de l'inspection, avant la fin 2015.
Par ailleurs, les inspecteurs ont noté que cette liste n'était pas encore complète et que des visites de terrain restaient à effectuer pour la consolider.
Demande A1 : je vous demande d'accélérer la constitution de la liste des couples agresseurs/cibles. Vous m'indiquerez l'échéance à laquelle cette liste sera achevée en veillant à ce que cette échéance ne dépasse pas le 30 juin 2016.
## � Traitement Des Écarts Détectés Lors Des Inspections « Séisme » Réalisées À La Suite De L'Accident De La Centrale Nucléaire De Fukushima Daiichi
A la suite de l'accident de la centrale nucléaire de Fukushima-Daiichi, le CNPE de Chinon a été l'objet d'inspections de l'ASN dans le but d'évaluer la robustesse sismique des réacteurs. Ces inspections ont eu lieu les 21 et 22 septembre 2011 et ont ciblé un échantillon d'équipements nécessaires pour gérer une situation de perte totale des alimentations électriques. Elles ont établi trente-cinq constats d'écarts.
Le CNPE de Chinon a défini et mis en œuvre un programme de résorption des écarts détectés lors des inspections « séisme » post-Fukushima conformément à la demande A3 de la lettre de suite CODEP-OLS-2014-030549 du 1er juillet 2014 de l'ASN.
Toutefois, le 20 octobre 2015, les inspecteurs ont fait les constats suivants : - quatre écarts restent non résorbés parmi lesquels un écart n'a toujours pas fait l'objet de l'ouverture d'une fiche d'écart et un autre écart demeure avec une échéance de traitement qui n'a pas encore été définie ;
- certains écarts ont été traités sous des délais très longs au vu des enjeux en termes de sûreté. L'ASN vous rappelle qu'au regard des articles 2.6.1 et 2.6.2 de l'arrêté INB du 7 février 2012, l'exploitant « prend toute disposition pour détecter les écarts relatifs à son installation » et « procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart ».
Demande A2 : je vous demande de résorber dans les meilleurs délais les écarts détectés lors des inspections « séisme » post-Fukushima.
Demande A3 : je vous demande de m'adresser le bilan de vos remises en conformité effectuées et restantes au 29 février 2016. Vous accompagnerez ce bilan des échéanciers et des justifications accompagnant la résorption des écarts restants.
## � Organisation Di 134
Les inspecteurs ont contrôlé la prise en compte et la déclinaison sur le CNPE de Chinon de la directive interne EDF n° 134 (DI 134) relative au management du risque d'agressions. Cette directive permet notamment de répondre aux exigences de la prescription [ECS-9], émise par l'ASN à la suite des évaluations complémentaires de sûreté réalisées après l'accident de Fukushima-Daiichi (risque de « séisme-évènement »).
La DI 134 prévoit la mise en place d'une organisation permettant le pilotage du risque sismique à travers notamment la désignation d'un pilote stratégique, d'un pilote opérationnel, d'un référent « séisme » et « séisme-évènement » et de correspondants dans les services concernés. Son courrier d'accompagnement prévoit qu'elle soit mise en œuvre début 2013 et déclinée au plus tard le 31 mars 2013.
Les inspecteurs ont constaté que le CNPE de Chinon a désigné les pilotes, référents et correspondants et a formalisé cette situation à travers une note d'organisation. Concernant l'agression « séisme », le CNPE de Chinon a désigné un référent « séisme-évènement » qui anime l'organisation autour de ce thème avec des correspondants métiers et s'insère dans l'organisation plus globale relative à l'application de la DI 134. Toutefois, les inspecteurs ont noté que les correspondants métiers, qui ont la charge de faire vivre au quotidien sur le terrain la démarche « séisme évènement » n'étaient pas encore tous formés et qu'ils ne se sont pas tous appropriés les enjeux qui sont rattachés à la démarche « séisme-évènement ».
Demande A4 : je vous demande d'achever dans les meilleurs délais la formation des correspondants séisme évènement des différents métiers concernés et de vous assurer que les enjeux soient bien compris et pris en compte.
## Plan D'Action « Séisme Évènement »
L'agression « séisme » fait l'objet depuis 2013 d'une revue annuelle, associée à un plan d'action
« Séisme évènement ». Le dépouillement des différentes actions mises en œuvre dans le cadre du plan d'action « séisme-évènement » au cours des douze derniers mois montrent que les échéances de ces actions ne sont pas toujours respectées. Selon l'état d'avancement au 9 octobre 2015, présenté par l'exploitant lors de l'inspection, des actions accusent un retard de plusieurs mois sur leur échéance.
Demande A5 : je vous demande de mettre à jour votre bilan des actions du plan
« séisme évènement ». Vous m'adresserez ce bilan sous deux mois, en y faisant figurer les reports d'échéances qui ont dû être effectués, et en précisant l'impact de ces reports.
## � Note D'Organisation De La Pose/Dépose Des Échafaudages
Les inspecteurs ont constaté que de nombreux échafaudages présentaient des écarts dans la mise en sécurité des tirants d'ancrages. Par ailleurs, plusieurs échafaudages étaient installés de manière peu précautionneuse vis-à-vis des matériels environnants (appui sur chemin de câbles, proximité de tableaux électriques, etc.). Selon la revue 2015 du plan d'action « séisme-évènement », la note d'organisation sur la pose et dépose des échafaudages qui doit prévenir ces situations, devait être définie avant le 15 mars 2015. L'exploitant a indiqué avoir reporté cette échéance au 15 décembre 2015.
Demande A6 : je vous demande, en complément à la demande A5, de me présenter l'organisation que vous avez retenue pour garantir la pose/dépose des échafaudages et de m'exposer les moyens de contrôles que vous comptez mettre en place pour vous assurer de la conformité de la pose/dépose des échafaudages sur votre exploitation.
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## Classement Au Séisme De La Gaine De Ventilation Dvl
Les inspecteurs ont constaté que le positionnement de la gaine DVL en faisait un agresseur potentiel pour le circuit JDL.
Demande A7 : je vous demande de vérifier que la gaine de ventilation DVL est qualifiée au risque sismique et ne constitue pas, de ce fait, un agresseur pour le circuit JDL en cas de séisme.
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## B. Demandes De Compléments D'Information Risque D'Agression De L'Armoire Ap27
Les inspecteurs se sont interrogés sur la suffisance de la distance entre le diesel de secours de la voie B et l'armoire AP 27 pour garantir que ce couple ne constitue pas un couple agresseur cible.
Demande B1 : je vous demande de vérifier que la chute de l'armoire AP27 ne risque pas d'agresser le diesel de la voie B en cas de séisme et de prendre les mesures correctives nécessaires le cas échéant.
Demande B2 : je vous demande d'effectuer les mêmes vérifications concernant le diesel de la voie A.
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## Niveau D'Huile De La Pompe Asg 011 Ln
Les inspecteurs ont constaté que le niveau d'huile de la pompe 2 ASG 011 LN était supérieur au niveau d'huile maximum toléré sur cette pompe. Les représentants de l'exploitant n'ont pas su leur apporter d'explication sur cet écart.
Demande B3 : je vous demande de m'exposer les causes de l'apparition d'un niveau d'huile anormalement haut sur la pompe 2 ASG 011 LN, et les mesures que vous prenez ou prendrez pour traiter cet écart.
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## Position De Garage Du Pont De Manutention 2Dma 005 Pr
Les inspecteurs ont remarqué que le pont de manutention « 2 DMA 005 PR » n'était pas correctement installé dans sa position de garage. A leur demande et avant la fin de l'inspection, vos représentants ont corrigé cet écart. Toutefois, la raison de cette erreur n'a pas pu être expliquée aux inspecteurs.
Demande B4 : je vous demande de m'indiquer les causes de cette erreur de positionnement et selon les conclusions de l'analyse que vous en ferez, les dispositions prises pour éviter qu'elle ne se reproduise.
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## Matelas Absorbant Pour La Protection Incendie Des Bâtiments Diesel
Lors de la visite du local du diesel de secours de la voie B de Chinon B2, les inspecteurs ont remarqué l'absence de matelas de protection incendie dans le local. Les représentants de l'exploitant n'ont pas su expliquer cette absence.
Demande B5 : je vous demande de m'exposer les causes de cette absence et les actions que vous prendrez pour y remédier.
Demande B6 : je vous demande de me présenter, plus généralement, la façon dont vous vous assurez de la présence des matelas absorbants de protection incendie là où ils sont requis.
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## Positionnement Des Luminaires
Les inspecteurs ont constaté, à plusieurs reprises, la présence de luminaires au-dessus d'équipements importants pour la sûreté (pompes, compresseurs, …) alors que leur ancrage au génie civil ne semble pas de nature à exclure le risque qu'ils deviennent des agresseurs de ces matériels en cas de séisme.
Demande B7 : je vous demande de me présenter les consignes que vous appliquez, ainsi que les justifications qui les accompagnent, dans le choix du positionnement des luminaires eu égard au risque sismique, afin qu'ils ne deviennent pas des agresseurs potentiels en cas de séisme.
�
## C. Observation
Néant
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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, 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 Rémy ZMYSLONY |
INSSN-BDX-2015-0190 | DIVISION DE BORDEAUX
Bordeaux, le 1er juillet 2015 Référence courrier : CODEP-BDX-2015-025111 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX
Référence affaire : INSSN-BDX-2015-0190 Objet : Inspection n° INSSN-BDX-2015-0190 du 11 juin 2015 - Thème : conduite normale Réf. : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Directive interne n° 74 relative à la définition et aux principes d'organisation pour la gestion des dispositions et moyens particuliers (DMP) et des modifications temporaires de l'installation (MTI) -
indice 2 du 23 novembre 2009
[3] Note EDF D5067/NOTE03464 relative à l'élaboration, à la mise à jour, à l'application, à l'archivage des documents de conduite - indice 6 du 11 avril 2014
[4] Note EDF D5067/NOTE05289 relative à l'organisation de la relève de quart - indice 3 du 25 mars 2015 [5] Note EDF D1300CPC00045 - Consigne particulière de conduite 1300 - Condamnations administratives - indice 0 du 25 août 2012
## 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 titre 9 du livre V du code de l'environnement, une inspection courante a eu lieu le 11 juin 2015 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech sur le thème « Conduite normale ».
Veuillez trouver 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 11 juin avait pour objet de contrôler les dispositions mises en œuvre pour assurer la conduite des installations, réacteur en fonctionnement.
Les inspecteurs se sont rendus dans la salle de commande, au bureau de consignation et dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires du réacteur n° 1. Ils ont contrôlé les dispositions mises en œuvre pour le suivi des condamnations administratives de matériel et des modifications temporaires de l'installation (MTI), la surveillance en salle de commande, l'application des instructions et consignes temporaires d'exploitation et l'organisation des relèves de quart. Ils ont également assisté à une intervention de pose de régime de consignation. Puis les inspecteurs ont examiné, en salle, les projets d'organisation du service conduite et les suites données à un événement significatif pour la sûreté déclaré le 16 janvier 2015 relatif au référentiel d'exploitation applicable depuis janvier 2015.
Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont considéré que la surveillance en salle de commande était assurée de manière satisfaisante et que les conditions de sérénité y étaient réunies. L'intervention de pose de régime n'a pas donné lieu à des remarques particulières. Toutefois, les inspecteurs ont noté que les modifications temporaires de l'installation ne sont pas suivies conformément à votre directive interne [2]. Enfin, l'examen d'une instruction temporaire d'exploitation relative au système d'instrumentation interne du cœur a mis en évidence des lacunes dans le traitement des écarts.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Article 2.4.2 de l'arrêté [1] 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.
Les inspecteurs ont constaté que les prescriptions définies au paragraphe 4.2 de la note [2], applicable dans le cadre de l'organisation définie au sein de votre système de management intégré, ne sont pas respectées. En effet, ces prescriptions imposent de « gérer administrativement toute MTI par un système d'information unique sur le site » et d' « informer le service conduite de sa pose et de sa dépose finale ». Les inspecteurs ont relevé que les MTI sont gérées sur le site à la fois au travers d' un fichier informatique tenu à jour par le service automatismes électricité et électronique (AEE) et au travers de l'application informatique de gestion des consignations (AIC) au niveau du service conduite. Par ailleurs, ces deux applications ne sont pas concordantes, en particulier certaines MTI n'apparaissent pas comme « déposées » dans l'AIC alors qu'elles ont été physiquement enlevées d'après les informations recueillies au cours de l'inspection auprès des services concernés
(par exemple : DMQM00002, DWAM00002, TESM00003). Ainsi, il est apparu au cours de l'inspection, un manque de coordination entre les différents services dans l'organisation de la pose et de la dépose de ces MTI, notamment un manque d'information du service conduite lors de la dépose des MTI.
A.1 L'ASN vous demande de vous conformer aux prescriptions définies au paragraphe 4.2 de la directive [2], notamment celles relatives à la gestion des MTI par un système d'information unique et à l'information du service conduite lors de la pose et de la dépose d'une MTI. Vous veillerez à réaliser un état des lieux exhaustif des MTI et des dispositifs et moyens particuliers (DMP) posés sur l'installation et à mettre à jour le système d'information unique qui sera retenu.
Le jour de l'inspection, en fin de quart du matin, les inspecteurs ont relevé que l'instruction temporaire n° 2015_0034 relative à la surveillance à mettre en place pour le traitement biocide, rédigée le jour même, apparaissait dans la liste des instructions et consignes temporaires applicables placée en tête du classeur dédié en salle de commande mais que celle-ci n'était pas présente dans ce classeur, contrairement aux dispositions de votre note [3]. Les opérateurs de quart n'en avaient pas pris connaissance.
A.2 L'ASN vous demande de vous assurer que les instructions temporaires sont connues et mises en œuvre par les opérateurs conformément aux dispositions prévues par votre note [3].
Article 2.6.3 de l'arrêté [1] : 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.
Les inspecteurs ont examiné l'instruction temporaire n° 2013_00038 relative à la conduite à tenir lors des essais périodiques (EP) du système d'instrumentation interne du cœur (RIC). Cette instruction traite des dysfonctionnements constatés sur les thermocouples 1 RIC 002 MT et 1 RIC 042 MT, venus en substitution des thermocouples 1 RIC 015 MT et 1 RIC 048 MT pour l'élaboration de la mesure de température par l'ébulliomètre.
L'examen de ce document appelle plusieurs remarques :
- l'instruction temporaire n° 2013_00038 indique que l'alarme RIC 052 AA devrait être présente en salle de commande mais qu'elle est absente et que ce sujet doit être communiqué au service AEE. Les représentants du service AEE interrogés au cours de l'inspection n'avaient pas connaissance de cette problématique et n'ont pu indiquer aux inspecteurs si l'absence de cette alarme était justifiée. Aucune demande d'intervention relative à cette alarme n'a été présentée ;
- l'instruction temporaire indique également que le thermocouple 1 RIC 002 MT reste disponible malgré l'apparition d'un message d'erreur dans certaines configurations. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que l'essai périodique EP RIC 002 du mois d'avril 2015 a été déclaré non satisfaisant en raison d'un critère RGE A non satisfait pour le thermocouple 1 RIC 002 MT, le non-respect de ce critère ne provoquant toutefois pas d'indisponibilité au sens des spécifications techniques d'exploitation. L'essai périodique du mois de mai 2015 a été déclaré satisfaisant. Les inspecteurs ont noté que vous n'aviez ouvert aucune demande d'intervention et aucune fiche d'écart concernant ce thermocouple malgré l'écart constaté au mois d'avril 2015 ;
- une demande d'intervention a en revanche été émise pour intervenir au prochain arrêt sur le thermocouple 1 RIC 042 MT qui est déclaré indisponible. L'instruction temporaire indique que ce thermocouple a fait l'objet d'un forçage en défaut métrologique, traitée dans le cadre d'un DMP/MTI, mais que la fiche d'analyse du cadre réglementaire n'est pas rédigée ;
- enfin, les dates de rédaction et de prolongation de l'instruction temporaire n° 2013_00038 ne sont pas cohérentes.
A.3 L'ASN vous demande de vous assurer du traitement des écarts constatés sur l'alarme RIC 052 AA et sur les thermocouples du système RIC concernés par l'instruction temporaire n° 2013_00038 conformément aux dispositions de l'article 2.6.3 de l'arrêté [1]. Vous veillerez à mettre à jour, si nécessaire, les éléments contenus dans cette instruction temporaire.
## B. Compléments D'Information
Les inspecteurs ont relevé que le moteur de la porte biologique du bâtiment réacteur n° 1 comportait, le jour de l'inspection, des câbles déposés et dénudés.
B.1 L'ASN vous demande de lui transmettre votre analyse de cette situation et le retour d'expérience que vous en tirez notamment les actions que vous mettrez en œuvre pour y remédier.
Votre note [4] prévoit qu' « en fin de contrôle commun du pupitre, les opérateurs de l'équipe qui termine son poste et de celle qui la commence consultent les éléments écrits du cahier informatique (relève et journal de bord) pour compléter le passage des consignes ». Les inspecteurs ont noté, lors de la relève de quart, que les documents écrits du cahier informatique ont bien été transmis à l'opérateur qui prenait son poste, après le tour commun de la salle de commande, mais qu'il n'y avait pas eu de lecture commune de ces documents écrits par les opérateurs appartenant aux deux équipes.
Par ailleurs, lors de la relève de quart des agents de terrain, certains agents avaient formalisé le contenu de la relève par écrit mais ce document n'a pas été conservé par l'équipe montante.
B.2 L'ASN vous demande lui indiquer les mesures que vous comptez prendre afin d'améliorer le
## Partage D'Informations Écrites Lors De La Relève De Quart.
Les inspecteurs ont constaté que vous aviez installé un portillon afin de limiter l'accès à la salle de commande du réacteur n° 1, pour en garantir la sérénité. L'ouverture du portillon est commandée par un bouton poussoir situé au niveau des postes informatiques des opérateurs.
B.3 L'ASN vous demande lui transmettre votre analyse de la capacité de ce portillon à manœuvrer, dans l'hypothèse d'une coupure d'alimentation électrique en salle de commande.
## C. Observations
C.1 Le compte rendu de l'événement significatif pour la sûreté du 16 janvier 2015 a été présenté aux inspecteurs. Les actions correctives figurant dans ce compte rendu font référence à une base informatique de documentation qui n'est plus celle utilisée sur le CNPE.
C.2 Les inspecteurs ont constaté que la condamnation administrative des vannes du circuit d'alimentation en air de régulation SAR 708 et 711 VA n'était pas posée sur le réacteur n° 1. Vous avez déjà identifié cet écart à votre référentiel applicable [5]. Vous avez précisé que les vannes sont dans la position requise et que vous avez prévu de poser la condamnation administrative dès la prochaine entrée dans le bâtiment réacteur dans un état le permettant.
C.3 Les inspecteurs ont constaté que le libellé de la condamnation administrative relative à l'isolement de la porte biologique du bâtiment réacteur dans le document présent au bureau de consignation n'était pas exactement conforme à la note nationale en référence [5]. Les inspecteurs ont vérifié sur le terrain que la condamnation administrative était effectivement posée conformément au référentiel.
Je vous demande de me faire part de vos observations et réponses concernant ces points sous 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'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux, signé Jean-François VALLADEAU |
INSSN-CAE-2014-0412 |
DIVISION DE CAEN
Hérouville-Saint-Clair, le 19 décembre 2014 N/Réf. : CODEP-CAE-2014-056854 Monsieur le directeur de l'établissement AREVA NC
de La Hague 50 444 BEAUMONT-HAGUE CEDEX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection n° INSSN-CAE-2014-0412 du 2 décembre 2014 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 annoncée a eu lieu le 2 décembre 2014 à l'établissement AREVA NC de La Hague sur le thème de la gestion des sources radioactives. 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 du 2 décembre 2014 menée sur le site de La Hague exploité par AREVA NC a porté sur la gestion des sources radioactives et des appareils électriques émetteurs de rayonnements ionisants (AEERI). Les inspecteurs ont examiné l'organisation du service en charge de la radioprotection pour la gestion des sources radioactives et des AEERI. Ils ont ensuite examiné la situation administrative des sources radioactives et des AEERI présents sur le site de La Hague. Ils ont en particulier vérifié la cohérence entre l'inventaire établi par l'exploitant du site de La Hague et les données issues de la base nationale SIGIS gérée par l'IRSN1. Les inspecteurs ont porté une attention particulière aux sources de plus de 10 ans, considérées périmées sauf demande explicite de prolongation. Ils ont également examiné les résultats des contrôles réglementaires internes et externes des sources radioactives et des AEERI. Enfin, les inspecteurs ont contrôlé le contenu des coffres à sources du bâtiment central de l'usine UP32 ainsi que du coffre à sources du gestionnaire des sources de l'établissement (GSE). Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site en matière de gestion des sources radioactives apparaît perfectible. En effet, la situation administrative de nombreuses sources détenues par l'exploitant du site de La Hague n'a pas été régularisée depuis plusieurs années. Les inspecteurs considèrent que l'exploitant doit, au plus tôt, procéder, en particulier à la régularisation des sources non enregistrées par l'IRSN et engager les actions nécessaires pour la reprise des sources de plus de 10 ans.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Détention De Sources Non Enregistrées Dans La Base Nationale
En comparant l'inventaire issu de la base de données SORA que vous utilisez sur le site de La Hague et l'inventaire extrait de la base de données nationale SIGIS gérée par l'IRSN, les inspecteurs ont relevé qu'un grand nombre de sources présentes sur le site de La Hague n'était pas enregistré dans la base de données nationale. Vous avez expliqué que, par décision de la commission interministérielle des radioéléments artificiels (CIREA) de 1994, les sources d'activité inférieure aux seuils d'exemption n'étaient pas soumises à enregistrement jusqu'à la publication de l'arrêté du 23 octobre 20093. Malgré tout, une large proportion de sources n'entrant pas dans cette catégorie n'est pas enregistrée dans la base de données nationale sans qu'aucune démarche de régularisation n'ait pour autant été initiée. S'agissant de sources parfois anciennes, les inspecteurs ont, en outre, fait le constat que cette situation perdurait depuis plusieurs années. Je considère que ce type d'anomalies est inacceptable et que l'ensemble des sources qui doivent être enregistrées dans la base nationale doit faire l'objet d'une régularisation au plus vite. Je vous demande de me transmettre sous trois mois, en complément de l'inventaire annuel que vous êtes réglementairement tenu de transmettre, la liste exhaustive des sources que vous détenez sur le site de La Hague et qui doivent faire l'objet d'une régularisation. Je vous demande par ailleurs de vous engager à effectuer cette régularisation dans les meilleurs délais. Je vous demande en outre de me transmettre également la liste exhaustive des sources en votre possession qui ne sont pas enregistrées dans la base de données nationale mais qui ne sont pas soumises à régularisation car d'activité inférieure au seuil d'exemption ou antérieures à l'arrêté de 2009 (en distinguant les différents cas).
## A.2 Sources De Plus De 10 Ans
A la suite de l'inspection des 10 et 11 février 2011, vous vous êtes engagé à informer l'ASN de l'avancement des actions de reprise des sources âgées de plus de 10 ans. Le bilan de reprise des 117 sources initialement concernées a ainsi été transmis semestriellement à l'ASN. Le dernier bilan en date du 8 août 2014 fait état de 20 sources de plus de 10 ans à reprendre. Or, les inspecteurs ont relevé que la base de données SORA recensait 44 sources détenues depuis plus de 10 ans et que, pour une grande partie de ces 44 sources, vous n'aviez défini aucune action en vue de leur reprise. Les inspecteurs ont relevé que cette situation perdurait depuis plusieurs années pour les sources concernées. De plus, les inspecteurs ont noté que, parmi les sources sans numéro de visa IRSN et devant être régularisées (cf. § A.1 de la présente lettre), un grand nombre était détenu depuis plus de 10 ans. Mais, en l'absence de date d'enregistrement, ces sources ne sont pas identifiées comme périmées dans la base de données SORA et ne font donc pas l'objet d'un plan d'action en vue de leur reprise. Les sources concernées sont en particulier des sources conservées dans le coffre du gestionnaire des sources de l'établissement (GSE).
Enfin, les inspecteurs ont noté, toujours en examinant la base de données SORA, que plusieurs sources allaient dépasser leur date de péremption en janvier 2015. Vous avez expliqué que vous prévoyez de les prolonger mais les inspecteurs ont relevé qu'aucune action en ce sens n'avait été initiée. Je considère que ce type d'anomalies est inacceptable et que cette situation doit être régularisée au plus vite. Je vous rappelle que la réglementation (article 3 de l'arrêté du 23 octobre 2009) vous impose d'engager des actions concrètes en vue de la reprise ou de la prolongation des sources six mois avant leur date de péremption. Je vous demande de prendre des dispositions pour que l'ensemble des sources que vous détenez depuis plus de 10 ans soit recensé dans la base de données que vous utilisez et que des actions effectives en vue de la reprise ou de la prolongation de ces sources soit dorénavant engagées six mois avant leur date de péremption avec l'objectif qu'à terme, aucune source de plus de 10 ans ne soit présente sur le site. Je vous demande de me transmettre sous trois mois, en complément de l'inventaire annuel que vous êtes réglementairement tenu de transmettre, la liste exhaustive des sources radioactives de plus de 10 ans ou dont la date de péremption sera atteinte dans les 6 prochains mois, en indiquant les actions prévues pour leur reprise ou leur prolongation. Je vous demande par ailleurs de vous engager à finaliser ces actions dans les meilleurs délais.
## A.3 Cohérence De L'Inventaire Annuel Transmis
A partir des résultats de l'analyse effectuée par l'IRSN qui vous a été transmise par courrier 14.02803 du 28 novembre 2014 dans le cadre de la préparation de l'inspection, les inspecteurs ont relevé un certain nombre d'incohérences entre l'inventaire issu de la base de données SORA que vous utilisez sur le site et l'inventaire extrait de la base de données nationale SIGIS gérées par l'IRSN. Des sources sont en particulier enregistrées dans la base de données nationale SIGIS mais ne figure pas dans l'inventaire que vous m'avez transmis pour l'année 2013. Vous avez indiqué que certaines incohérences pouvaient découler de problèmes lors de la dernière extraction de données de votre base de données SORA. Je vous demande de me transmettre, sous trois mois, en complément de l'inventaire annuel que vous êtes réglementairement tenu de transmettre, votre analyse des incohérences entre votre inventaire et l'inventaire issu de la base de données nationale SIGIS. Je vous demande en outre de prendre des dispositions pour que l'inventaire annuel que vous transmettrez à partir de 2015 fasse clairement apparaître, a minima, les différentes catégories de sources suivantes :
- sources d'activité inférieure aux seuils d'exemption, - sources antérieures à 2009, - sources d'activité supérieure au seuil d'exemption, - sources dont la date de péremption sera atteinte dans les 6 prochains mois, - le cas échéant, sources de plus de 10 ans (à faire reprendre ou à prolonger).
## A.4 Modalités D'Accès Aux Coffres À Sources Radioactives
Au cours de la visite des installations, les inspecteurs ont noté que la gestion des mouvements des sources du coffre implanté dans le laboratoire du bâtiment central de l'usine UP3 n'était pas sous la responsabilité du gestionnaire des sources de l'unité (GSU) alors que cela est exigé par la procédure 2003-13710 en vigueur. En pratique, la clé du coffre est délivrée par le chef de quart du laboratoire conformément à la fiche opératoire 2004-13762. Toutefois, les inspecteurs ont relevé qu'aucune traçabilité de la délivrance de la clé à une personne autorisée à manipuler les sources n'est assurée et que par ailleurs, la liste des personnes autorisées n'est pas disponible à proximité de l'armoire à clés. Les inspecteurs ont relevé enfin que la liste des personnes autorisées à manipuler les sources, affichée à proximité du coffre, n'était ni à jour, ni complète. Je vous demande de prendre des dispositions pour que la gestion des mouvements de sources radioactives du laboratoire du bâtiment central de l'usine UP3 depuis le coffre où elles sont entreposées soit conforme avec les modalités figurant dans la procédure de gestion des sources en vigueur au sein de l'établissement de La Hague.
## B Compléments D'Information B.1 Mise À Jour De La Procédure De Gestion Des Sources
Les inspecteurs ont relevé que les références réglementaires de la procédure 2003-13710 en vigueur de gestion des sources de rayonnements ionisants sur le site de La Hague ne sont plus exactes compte tenu de la recodification du code de la santé publique et du code du travail. Les inspecteurs ont noté également que, à l'exception de l'inventaire annuel, la transmission à l'unité d'expertise des sources (UES) de l'IRSN d'un certain nombre de documents (demande de fourniture, certificat de source, attestation de reprise, …) ou d'informations (cession, mise au rebut pour cause de détérioration, …) nécessaires au suivi des sources radioactives n'est pas mentionné de façon explicite dans cette procédure qui indique uniquement que « l'IRSN/UES doit être informé de certains mouvements de sources ». Vous avez indiqué que la procédure 2003-13710 de gestion des sources de rayonnements ionisants était en cours de révision. Je vous demande de mettre à jour, dans les meilleurs délais, la procédure 2003-13710 de gestion des sources de rayonnements ionisants, en tenant notamment compte des remarques susmentionnées.
## B.2 Risque D'Incendie
Les inspecteurs ont vérifié, sur le terrain, le contenu du coffre à sources radioactives dans la salle 827-1 du bâtiment central de l'usine UP3. Ils ont noté, d'une part que le coffre à sources s'appuyait sur un mur recouvert de lambris de bois et était encadré par des rayonnages d'archives et de dossiers volumineux à support papiers ou cartons, d'autre part que la salle n'était pas munie de dispositifs d'extinction ou de détection automatique d'incendie. Cette situation n'apparaît pas conforme aux exigences figurant dans la procédure 2003-13710 de gestion des sources de rayonnements ionisants. La procédure impose en effet que « la densité de charge calorifique (DCC) du local d'entreposage des sources doit être limitée au strict nécessaire », que « des moyens d'extinction adaptés à la nature du feu doivent être disposés dans les locaux où sont utilisées les sources et où le risque d'incendie a été identifié » ou encore que « des dispositifs de détection automatiques d'incendie complètent les moyens précédents dans les installations à fort potentiel de risque ». Je vous demande de vous prononcer sur le risque d'incendie présenté par l'environnement du coffre à sources radioactives de la salle 827-1 du bâtiment central de l'usine UP3 et, le cas échéant, d'y remédier. De façon générale, je vous demande de vérifier l'environnement de l'ensemble des coffres à sources radioactives du site vis-à-vis du risque d'incendie.
## C Observations C.1 Extraction Des Données Utiles À L'Inventaire
Vous avez indiqué que vous disposiez désormais d'un nouveau logiciel (BO5R) pour l'extraction de données relatives aux sources de rayonnements ionisants. Ce logiciel doit permettre, selon vous, de réaliser des extractions plus pertinentes et plus fiables que celles jusqu'alors effectuées avec la base de données SORA.
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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.
Pour le directeur général de l'ASN et par délégation, Le chef de division, Signée par Guillaume BOUYT |
INSSN-MRS-2014-0609 | DIVISION DE MARSEILLE- Zone non imprimée - Place pour l'en-tête RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
Marseille, le 08 janvier 2015 N/Réf. : CODEP-MRS-2015-000092 Monsieur le directeur général Établissement SOCODEI
BP 54181 30204 BAGNOLS SUR CÈZE Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection no INSSN-MRS-2014-0609 du 10 décembre 2014 à l'usine CENTRACO
(INB 160)
Thème « Conduite »
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 a eu lieu le 10 décembre 2014 sur le thème mentionné en objet.
A la suite des 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 10 décembre 2014 portait sur le thème général de la conduite et visait plus particulièrement le déroulement des essais de calibration du four de fusion, ainsi que les enseignements qui ont pu en être tirés.
Les inspecteurs se sont fait préciser le déroulement des essais de phase 3, au cours desquels l'exploitant a pu déterminer des paramètres opératoires et tester les documents nécessaires à l'exploitation de l'unité de fusion. La liste des activités et éléments importants pour la protection des intérêts1 a été complétée. Les diverses opérations d'exploitation (frittage, chargement du four, démarrage à froid, basculement du four pour homogénéisation de son contenu, vidange…) ont permis à l'exploitant de vérifier le fonctionnement des alarmes du four et des caméras de surveillance de la casemate de fusion. L'ergonomie de la salle de conduite et l'organisation des équipes, avec un superviseur pour les opérations de fonderie, ont été validées par plusieurs fusions.
Les inspecteurs ont questionné l'exploitant sur certains résultats des essais de phase 3 et ont obtenu des réponses et des précisions qui devront figurer dans les procédures d'exploitation. Le dépouillement des essais et la rédaction des documents opératoires se poursuivent.
En conclusion, les inspecteurs ont rappelé que cette inspection, qui s'est avérée globalement satisfaisante, ne constitue qu'une des étapes du processus d'autorisation de redémarrage du four de fusion. L'obtention de cette autorisation est subordonnée à plusieurs jalons, dont les principaux sont les réponses de l'exploitant à la décision CODEP-DRC-2014-039574 du 23 septembre 2014 et l'accord exprès de l'ASN à la mise en œuvre des règles générales d'exploitation de l'INB n°160.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Cette inspection n'a pas donné lieu à demande d'action corrective.
## B. Compléments D'Information Corpus Documentaire De L'Unité De Fusion
Les inspecteurs se sont fait expliquer l'architecture générale du système documentaire de l'unité de fusion, qui comporte de nombreux documents (procédures, formulaires, consignes, modes opératoires, fiches…), le rôle de ces documents les uns par rapport aux autres et le niveau de détail de chacun de ces documents. En effet, le redémarrage de l'unité de fusion doit se faire sur la base d'un ensemble, clair et connu de tous les agents d'exploitation, de documents faciles à utiliser et contenant les paramètres pertinents de chaque étape de la fusion, ainsi que les conduites à tenir en cas de sortie du domaine de fonctionnement nominal. Les procédures, qui semblent être des documents assez généraux de description des procédés (fusion, démarrage à froid, réfection du four, extraction d'un four figé…),
devront être complétées avec le retour d'expérience des essais. Les fiches d'alarme et les fiches réflexes à appliquer en cas d'incident ou de dysfonctionnement seront également mises à jour. Les inspecteurs ont demandé à l'exploitant de faire clairement apparaitre dans les procédures les références des autres documents qui les précisent : consignes, formulaires, fiches d'alarme, modes opératoires…
L'exploitant a établi une liste des documents applicables pour les essais de calibration du four de fusion. Cette liste devra être transposée au fonctionnement nominal.
Les inspecteurs ont noté que la documentation nécessaire au fonctionnement de l'unité de fusion était en cours de finalisation et ont demandé à l'exploitant d'informer l'ASN dès que cet ensemble documentaire serait complet et opérationnel. B.1. Je vous demande de me transmettre une description générale du corpus documentaire de l'unité de fusion en précisant la nature et le niveau de détails figurant dans chaque type de document. B.2. Je vous demande de m'informer de la mise à jour des procédures de l'unité de fusion, qui devront prendre en compte les résultats des essais de phases 2 et 3 et comporter les références aux fiches d'alarme et aux fiches réflexes nécessaires.
B.3. Je vous demande de me transmettre la liste des documents applicables d'exploitation de l'unité de fusion lorsqu'elle sera opérationnelle et de m'informer de la mise en place de cette liste. B.4. Je vous demande de m'informer lorsque le système documentaire complet de l'unité de fusion, comprenant l'exploitation nominale et les situations incidentelles, sera opérationnel.
## Mise En Service De La « Pince À Décrasser »
En complément du nouveau four de fusion, l'exploitant a acquis une « pince à décrasser » qui permet d'ôter les crasses surnageant à la surface du bain en fusion. Cet outil mécanisé, conçu et fourni par le constructeur du four, évite des efforts au fondeur et permet de garantir une distance entre le fondeur et le four supérieure à la distance qui existe lorsque les crasses sont enlevées à l'aide d'un outil manuel. Cette « pince à décrasser » constitue ainsi une amélioration de la sécurité ainsi que du confort d'exploitation du poste de travail. Cependant, elle n'est pas encore opérationnelle, car elle doit être adaptée au volume et à l'encombrement de la casemate de fusion. B.5. Je vous demande de m'informer lorsque la « pince à décrasser » de la casemate de fusion aura fait l'objet d'une recette définitive et sera opérationnelle.
## C. Observations Bilan Des Essais Et Définition Des Situations Anormales De Fonctionnement
Les explications fournies par l'exploitant en inspection étaient bien plus détaillées et précises que les informations contenues dans les rapports et fiches d'essais transmises à l'ASN à la fin des essais de phase 3. En particulier, les retours d'expérience « négatifs » observés et corrigés pendant les essais doivent être tracés afin de bénéficier à de futurs exploitants qui n'auraient pas eu l'opportunité de participer aux essais.
Il conviendra également que les problèmes ou dysfonctionnements rencontrés pendant les essais servent à compléter et préciser les fiches réflexes existantes ou nouvelles, par exemple une perte d'alimentation électrique lorsque le four en cours de chargement contient des pièces encore solides dans un bain liquide.
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 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 le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
Le Chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire Signé par Laurent DEPROIT
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INSSN-MRS-2013-0489 | DIVISION DE MARSEILLE
Marseille, le 10 JUILLET 2013
## N/Réf. Codep-Mrs-2013-038843 Monsieur Le Directeur Du Cea Cadarache 13108 Saint Paul Lez Durance
Objet : Contrôle du transport de substances radioactives Inspection no INSSN-MRS-2013-0489 du 11 juin 2013 du centre de Cadarache Thème « management de la sûreté des transports »
Référence : Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base dit « arrêté 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 annoncée du centre de Cadarache a eu lieu le 11 juin 2013 sur le thème « management de la sûreté des transports ».
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 11 juin 2013 du centre de Cadarache portait sur le management de la sûreté dans le domaine du transport par le centre de Cadarache, en particulier sur l'organisation retenue en matière de maîtrise de la sous-traitance, la réalisation des contrôles de deuxième niveau et l'organisation du retour d'expérience. L'ASN note que des efforts sont conduits depuis 2008 par le centre pour déployer une démarche d'analyse du retour d'expérience mais que des efforts de formalisation restent encore nécessaires. Elle considère que la création du STMR en 2010 est de nature à améliorer la fonction de contrôle et contribue à animer le retour d'expérience. Des efforts doivent cependant être poursuivis sur plusieurs axes afin de respecter pleinement certaines exigences de l'arrêté du 7 février 2012 dit « arrêté INB » entré en vigueur le 1er juillet 2013. Il s'agit notamment de :
- l'organisation mise en place au niveau du centre permettant d'assurer la surveillance des prestataires adaptée aux enjeux de sûreté et risques associés (définition d'un programme de surveillance, traçabilité des actions de surveillance et partage du retour d'expérience ainsi que des résultats obtenus, etc.) ;
- la réalisation de contrôles de second niveau sur la thématique du transport de substances radioactives, qui couvre également les facteurs sociaux organisationnels et humains ainsi que la sous-traitance, en particulier lorsqu'il s'agit de colis soumis à agrément,
- la démarche d'analyse du retour d'expérience des événements y compris les signaux faibles et notamment le partage de l'information avec d'autres centres CEA.
L'exploitant devra préciser à l'ASN les dispositions qu'il prendra pour répondre aux points ci-dessus et prendre en compte les demandes ci-après.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Cette inspection n'a pas donné lieu à demande d'actions correctives.
## B. Compléments D'Information Vision D'Ensemble Sur Le Centre De La Sous-Traitance En Matière De Transport
Les inspecteurs ont contrôlé l'organisation du CEA de Cadarache pour la maîtrise de la soustraitance des opérations transport et comment celle-ci s'intégrait dans la démarche de management de sûreté de l'exploitant sur le centre. S'agissant des prestations contractées directement par les installations, le CEA a indiqué que les installations assuraient la surveillance de leurs prestataires. Cependant, l'exploitant a indiqué ne pas développer au niveau du centre de vision d'ensemble de cette sous-traitance, pour décliner une politique d'accompagnement des installations et de surveillance proportionnée aux enjeux (affectation des moyens d'audit, définition du programme de contrôles de second niveau, etc). Les inspecteurs ont relevé lors de l'inspection que 16 INB parmi les 18 du centre exploitées par le CEA recouraient à la soustraitance dans le domaine du transport, pour des opérations logistiques (chargement, déchargement, aide au remplissage, etc.) ou intellectuelles (préparation des dossiers d'expédition, vérification de l'adéquation matière/emballage), notamment pour des emballages soumis à agrément par l'ASN du fait de leurs enjeux de sûreté et radiologique.
L'ASN considère que cette sous-traitance doit être évaluée par l'exploitant et intégrée dans sa démarche de management de la sûreté du centre. L'arrêté « INB » cité en référence introduit au 1er juillet 2013 des exigences relatives à la politique en matière de protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code l'environnement et au système de management intégré, respectivement dans ses chapitres III et IV du titre II.
1. Je vous demande, dans le cadre de la mise en œuvre des chapitres III et IV
définis au titre II de l'arrêté « INB », de m'indiquer les dispositions prises pour développer une vision d'ensemble de la sous-traitance en matière de transport sur le centre, une évaluation adaptée de cette sous-traitance (évolution du volume de sous-traitance et des enjeux, retour d'expérience de la surveillance des prestations, etc.) et son intégration dans votre démarche de management de la sûreté du centre.
## Contrôles De Second Niveau
Les inspecteurs ont examiné l'organisation du CEA pour ses contrôles de second niveau dans le domaine du transport de substances radioactives. Des comptes-rendus de visite de surveillance de la cellule sûreté et matière nucléaires (CSMN) du centre réalisées depuis 2012 ont été analysés. Les inspecteurs ont relevé des efforts de contrôle sur ce thème auprès des installations et pas uniquement du service de transport de matières radioactives du centre (STMR), comme demandé par l'ASN à l'issue de précédentes inspections.
Cependant, les inspecteurs ont également relevé :
- que les contrôles de second niveau portant sur la thématique du transport de substances radioactives ne couvrent pas les facteurs organisationnels et humains ni la sous-traitance,
- que les contrôles de second niveau portant sur les facteurs organisationnels et humains et la sous-traitance des installations ne couvrent pas le champ du transport de substances radioactives.
Ainsi, les facteurs organisationnels et humains et la sous-traitance dans le domaine du transport de substances radioactives n'ont pas fait l'objet de contrôle de second niveau alors qu'ils constituent des éléments essentiels pour la sûreté.
L'arrêté « INB » dans son article 2.5.4 qui entre en vigueur au 1er juillet 2013, dispose notamment que « 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 ».
2. Je vous demande, dans le cadre de la mise en œuvre de l'article 2.5.4 de l'arrêté
« INB », de m'indiquer les dispositions prises pour progresser dans les contrôles de second niveau en matière de transport de substances radioactives, pour intégrer les facteurs organisationnels et humains et la maîtrise de la soustraitance, notamment lorsque des colis soumis à agrément sont utilisés.
## Collecte Du Retour D'Expérience Des Installations
La note d'instruction générale n°619 du CEA relative au transport de matières radioactives dispose que l'unité dédiée à l'exploitation des emballages destinés à contenir des matières radioactives est « notamment chargée de la capitalisation des connaissances sur les sujets associés aux emballages utilisés pour les transports internes et externes ». Cette unité est à ce jour le STMR ; la note décrivant son organisation indique qu'il a pour mission notamment « de capitaliser le retour d'expérience en tant que référent métier en matière de transport de matières radioactives. »
Différentes actions ont été présentées par le STMR en réponse à cette mission, comme la vérification centralisée des notices d'utilisation avec un renforcement de plusieurs dispositions, des retours d'expérience techniques sur certains emballages, la programmation d'analyse de mode de défaillances pour les emballages les plus utilisés et l'intégration future du retour d'expérience de maintenance des emballages. Ces efforts doivent être poursuivis.
Les inspecteurs ont ensuite contrôlé le respect du chapitre 2 des RGTI qui stipule notamment : « l'ensemble des fiches d'actions est adressé par les correspondants transport des unités, au BT qui les centralise, les classe, ce qui permet de constituer un retour d'expérience. Le traitement et le suivi des fiches d'écarts sont audités par la cellule de sûreté de centre dans le cadre de sa mission de contrôle de deuxième niveau.
Dans le cadre des actions d'amélioration continue, des revues de processus sont organisées au niveau de chaque centre, voire inter centre, sous la responsabilité du pilote opérationnel du processus, ce qui permet de revoir l'analyse des risques et d'identifier des actions d'amélioration génériques. Les documents qualité centre précisent les modalités de mise en œuvre de ces revues de processus »
Les inspecteurs se sont fait remettre la liste des FEA transport ouvertes sur le centre depuis 2012 et suivies par l'exploitant. Ils ont ensuite contrôlé par sondage la base SANDY qui les répertorie et ont noté que :
- plusieurs FEA identifiées sur la base SANDY n'ont pas été formellement diffusées au bureau transport (BT) du STMR. Toutefois, les inspecteurs ont relevé favorablement l'identification de cet écart par l'exploitant et l'émission d'une note de rappel par le chef du STMR à l'attention des chefs d'installation. Les inspecteurs ont également noté que pour certaines FEA non diffusées, des éléments avaient été portés à la connaissance du STMR ;
- la liste présentée aux inspecteurs n'a pas été réalisée ou vérifiée à partir d'une extraction de la base SANDY ; les FEA concernées par le transport de substances radioactives et inventoriées dans SANDY ne sont pas identifiées par un champ explicite à cet effet, qui permettrait une interrogation plus aisée de la base ;
- aucune revue de processus n'a pu être présentée aux inspecteurs comme exigée par les RGTI précitées ;
- un audit réalisé en septembre 2012 sur le prestataire en charge d'opérations transport sur le LEFCA a conclu à une non-conformité sur le traitement des écarts qui n'a pas donné lieu à une FEA ni une diffusion de cette information au BT pour capitaliser le retour d'expérience ; plus généralement, le retour d'expérience des surveillances des prestations transport ne fait pas l'objet d'une information particulière au STMR, malgré sa mission de capitalisation du retour d'expérience, selon les déclarations faites par l'exploitant ;
- le centre n'a pas mis en place de démarche de collecte des signaux faibles sur les opérations de transport et ne mobilise pas les relais facteurs organisationnels et humains à cet effet selon les informations fournies par l'exploitant ;
Les inspecteurs ont rappelé les articles 2.7.2, 2.7.3 et 8.2.1 de l'arrêté « INB » qui entreront en vigueur au 1er juillet 2013, qui disposent respectivement :
- article 2.7.2 : « 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[…] »,
- article 2.7.3 : « à partir des analyses réalisées en application des articles 2.7.1 et 2.7.2, l'exploitant :
- identifie les éventuelles actions correctives ou curatives possibles ;
- les hiérarchise en fonction de l'amélioration attendue et programme leur déploiement en conséquence ;
- les met en œuvre, dans le respect des procédures de modification définies aux chapitres VII et VIII du titre III du décret du 2 novembre 2007 susvisé »
- article 8.2.1 : « Les opérations de transport interne de marchandises dangereuses sont menées en tenant compte : […] des facteurs organisationnels et humains. »
3. Je vous demande, au regard de votre organisation et dans le cadre de la mise en œuvre au 1er juillet 2013 de l'arrêté « INB » et notamment de ses articles 2.7.2, 2.7.3 et 8.2.1, de m'indiquer les dispositions prises pour progresser sur la collecte du retour d'expérience des installations et leur exploitation notamment à la lumière des conclusions des contrôles par sondage des inspecteurs indiquées ci-dessus.
Lors de l'examen de la liste des fiches d'écart du STMR, les inspecteurs n'ont relevé aucune fiche pour l'installation ATPu du centre. Or l'inspection du 11 décembre 2012 de l'ASN sur le thème « organisation et expédition des transports » a conduit à formuler 11 demandes d'actions correctives ainsi qu'une demande de déclaration d'évènement significatif transport classé au niveau 1 sur l'échelle INES (International Nuclear Event Scare). Même si l'installation ATPu n'utilise pas le formalise FEA et l'outil SANDY du CEA, la mission de capitalisation du retour d'expérience attribuée au STMR doit intégrer toutes les installations du centre. L'installation ATPu fait partie de l'unité autorisée à organiser les transports (UAOT) AREVA NC Cadarache, qui comprend les INB n° 32 et n° 54 exploitées par le CEA. L'exploitant a indiqué que les fiches d'écart sont examinées au minimum lors de l'instruction du dossier de capacité de l'installation pour le renouvellement de son UAOT. Selon le bilan annuel 2011 relatif au transport par route de matières radioactives du CEA Cadarache, ce renouvellement a lieu tous les deux ans. Outre l'examen des fiches d'écart, les inspecteurs ont demandé comment cet examen alimentait le retour d'expérience du centre.
4. Je vous demande de m'indiquer les dispositions retenues pour intégrer le retour d'expérience des opérations transports réalisées sur des installations UAOT du centre et me préciser à cet effet les dispositions prises pour réceptionner et exploiter, à une fréquence adaptée, leurs fiches d'écart relatives au transport de substances radioactives.
## Qualifications Des Prestataires Effectuant Des Opérations Transport Et De Leurs Surveillants
Par sondage, les inspecteurs ont contrôlé le procès-verbal d'audit réalisé en septembre 2012 de la prestation des opérations de transport sur le LEFCA. La formation des intervenants avait été contrôlée lors de l'audit, qui avait conclu à une conformité sur ce point. Cependant l'audit n'a pas contrôlé la formation reçue par les opérateurs sur l'utilisation des emballages soumis à agrément (certificat d'agrément, notice d'utilisation, etc.) alors que 3 emballages de ce type figurent dans le périmètre de la prestation. Pour les transports sur la voie publique, l'ADR partie 1.3.2.2 stipule une exigence de formation spécifique. Les emballages soumis à agrément, qui font l'objet chacun d'exigences spécifiques en matière d'utilisation, nécessitent une formation adaptée.
Concernant la surveillance des prestations transport sur CEDRA et l'INB n° 37, le CEA
n'a pas défini d'exigences particulières concernant la formation des surveillants en matière de transport.
Les exigences de formation et leurs vérifications doivent être renforcées sur ce point. Les inspecteurs ont rappelé à cet effet les articles 2.2.2 et 2.5.5 de l'arrêté « INB » qui entrent en vigueur au 1er juillet 2013 et qui disposent notamment :
- article 2.2.2 « Cette surveillance […] est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires ».
- article 2.5.5 : « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation sont réalisées par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. »
5. Je vous demande, en application du 1.3.2.2 de l'ADR et dans le cadre de la mise en œuvre au 1er juillet 2013 de l'arrêté « INB » et notamment de ses articles 2.2.2 et 2.5.5, de m'indiquer les dispositions prises pour veiller à la maîtrise des qualifications des opérateurs sur l'utilisation des emballages de transport, en particulier sur l'appropriation des certificats d'agréments et des notices d'utilisation, ainsi que des agents en charge de surveiller les prestations transport correspondantes.
L'ASN considère qu'une formation spécifique aux emballages utilisés, en plus de la formation générale déjà dispensée, constituerait une bonne pratique à cet effet.
## Mise En Œuvre Du Guide Asn N°7
Les inspecteurs ont contrôlé l'organisation du CEA pour répondre aux dispositions de retour d'expérience demandées dans le guide n°7 de l'ASN du 28 février 2013 relatif aux demandes d'agréments et d'approbation d'expédition. En particulier le paragraphe 3.4 de ce guide concernant les demandes de prorogation d'agrément dispose :
« À l'appui des demandes de prorogation d'agrément, le requérant transmet à l'ASN […], en plus du dossier de sûreté […] un retour d'expérience pour justifier et confirmer la pertinence des spécifications d'utilisation, de maintenance et de fabrication (y compris les modifications mineures d'emballage). Le REX lié à l'utilisation et à la maintenance des emballages fera l'objet d'une étude détaillée traçant les anomalies ou non conformités constatées et les actions correctives proposées. »
Le STMR a indiqué en réponse que le contrat de prestation pour la maintenance de ses emballages serait prochainement renouvelé en spécifiant de nouvelles dispositions pour le titulaire, concernant l'intégration du retour d'expérience de la maintenance et de l'exploitation annuelle par emballage en réalisant notamment une « fiche de vie ». L'exploitant a indiqué que le titulaire utiliserait, pour la partie utilisation, le retour d'expérience du CEA collecté à cet effet.
6. Je vous demande de m'indiquer les dispositions prises par le CEA pour faire remonter au STMR sur les installations de l'ensemble de ses centres le retour d'expérience collecté en matière d'utilisation des emballages.
7. Je vous demande de me préciser les dispositions spécifiques prises avec le prestataire en charge de la maintenance de vos emballages, notamment « les fiches de vie » et les modalités de leur élaboration à partir du retour d'expérience relatif à l'utilisation des emballages collecté et exploité par le STMR.
## Responsabilité D'Expéditeur
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage le dossier transport interne expédié par l'installation CEDRA du 5 novembre 2012. La déclaration d'expédition stipule que l'expéditeur est le CEA,
toutefois le document a été signé par un prestataire, qui apparaît nommément dans la liste des correspondants transports du centre et a fait l'objet d'une nomination formelle du chef d'installation. L'exploitant a indiqué que la signature de la déclaration d'expédition revenait de manière privilégiée à un agent CEA ayant la qualité de correspondant transport mais en cas d'indisponibilité, les salariés prestataires désignés comme correspondant transport sur l'installation pouvaient l'effectuer. Or, selon les règles générales de transports internes (RGTI) en vigueur du CEA, le terme d'expéditeur est défini comme « le responsable de l'installation du CEA ou de l'organisme implanté qui expédie la matière. Par délégation du directeur du centre, le chef d'installation concerné a la responsabilité de la matière et de la sûreté du transport jusqu'à la prise en charge du colis par le destinataire matérialisée par l'émargement du document de transport ». La validation d'une déclaration d'expédition atteste de la responsabilité d'expéditeur et a pour conséquence d'autoriser le transport.
8. Je vous demande de m'indiquer les dispositions prises pour assurer votre responsabilité d'expéditeur lorsque le signataire de la déclaration d'expédition est un prestataire, en considérant notamment les articles 2.2.2 et 2.5.3 de l'arrêté
« INB ».
## C. Observations
Les inspecteurs ont relevé favorablement la pratique de l'installation de l'INB n° 22 concernant l'utilisation de l'emballage TN-106 : le mode opératoire a été rédigé par le prestataire, validé par l'installation et comporte plusieurs points d'arrêts techniques qui doivent être levés par le CEA
après une vérification opérationnelle.
9. Il conviendra de veiller à ce que la surveillance des prestations transport des installations intègre, de manière proportionnée à l'enjeu, des points de contrôle opérationnels pour vérifier l'application conforme des instructions de travail.
Selon l'inventaire présenté en séance par l'exploitant, 21 FEA ont été initiées depuis le 2ème trimestre 2011 en matière de transport de substances radioactives sur l'ensemble du centre
(services, INB, ICPE, etc.). Concernant les installations nucléaires de base, 5 INB seulement ont émis des FEA concernant le transport de substances radioactives depuis 2011. Les inspecteurs ont rappelé l'opportunité de promouvoir l'outil auprès des installations, afin de faciliter et développer le retour d'expérience pour le transport de substances radioactives.
10. Il conviendra de promouvoir l'utilisation de SANDY pour les écarts ou améliorations concernant le transport de substances radioactives.
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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. Vous veillerez en particulier, pour les engagements qui s'inscriront dans la durée, à me présenter des premières actions précises à cet effet et leurs échéances. En application des dispositions de l'article 4523-9 du code du travail, vous voudrez bien porter la présente à la connaissance des représentants du personnel au(x) CHSCT.
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 le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
Pour le Président de l'ASN et par délégation, Le Chef de la Division de Marseille, Signé par Pierre PERDIGUIER |
INSSN-OLS-2013-0715 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2013-054796 Orléans, le 3 octobre 2013 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité CHINON
BP 80 37420 AVOINE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB 107/132 Inspections n° INSSN-OLS-2013-0715 du 30 mai 2013 et du 9 septembre 2013
« Rejets avec prélèvements - Respect de l'application de l'arrêté de rejets »
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire concernant le contrôle des installations nucléaires de base prévu à l'article L. 592-21 du code de l'environnement, une inspection inopinée de terrain sur le thème « Rejets », avec réalisation de prélèvements, a eu lieu le 30 mai 2013 sur le CNPE de Chinon, suivie d'une seconde inspection annoncée, menée le 9 septembre, sur la même thématique mais dédiée à la vérification du respect de l'application de l'arrêté de rejets du CNPE.
Suite aux constatations faites à ces occasions par les inspecteurs, j'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de ces inspections ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'objectif de l'inspection annoncée du 9 septembre 2013 était de vérifier par sondage le respect par l'exploitant de certaines dispositions figurant dans l'arrêté interministériel du 20 mai 2003 modifié autorisant EDF à poursuivre les prélèvements d'eau et les rejets d'effluents liquides et gazeux pour l'exploitation du site nucléaire de Chinon. Afin de s'assurer en particulier du respect de certaines valeurs limites de rejets définies dans cet arrêté, les inspecteurs avaient ordonné la réalisation, le 30 mai dernier, de prélèvements ponctuels d'effluents en différents points de la centrale nucléaire. Les échantillons ont été constitués selon le même mode opératoire en trois exemplaires par un laboratoire indépendant. Un lot d'échantillons a été par la suite analysé par le laboratoire indépendant, un 2ème lot a été analysé par EDF, et enfin un 3ème lot a été conservé sous scellés à des fins éventuelles de contre-expertise.
www.asn.fr 6, rue Charles de Coulomb - 45077 Orléans cedex 2 Téléphone 02 36 17 43 90 - Fax 02 38 66 95 45 La visite des installations de prélèvement, le 30 mai 2013, a permis de constater un bon niveau d'entretien des points de prélèvements échantillonnés. Il ressort également de la visite du 9 septembre que l'organisation mise en place au sein du laboratoire « Effluents » pour contrôler les effluents avant rejet est globalement satisfaisante. Il a pu être vérifié, entre autre, que les appareils de prélèvements et mesure du laboratoire font l'objet d'une maintenance et d'un étalonnage adéquats.
En revanche, l'examen documentaire mené par sondage sur le respect des exigences de l'arrêté du 20 mai 2003 a mis en évidence que l'organisation mise en place entre les différents services pour établir le bilan de conformité, demandé par l'ASN en février 2013, par rapport aux exigences de l'arrêté précité était largement perfectible et devait faire l'objet d'actions prioritaires de la direction du site dans la mesure où elle n'avait pas permis d'identifier deux non-conformités significatives, l'une concernant l'article 12-III alinéa 1er et l'autre relative à l'article 27-II de l'arrêté de rejets.
L'exploitant a reconnu en séance les écarts constatés et s'est engagé à mettre en œuvre, d'ici la fin de l'année 2013, les actions correctives qui s'imposent pour y remédier et veillera à ce que des dispositions soient prises pour tirer les enseignements des anomalies détectées. Une révision complète du bilan de conformité s'avérera nécessaire pour s'assurer du respect de l'ensemble des exigences de l'arrêté de rejet.
Par ailleurs, les inspecteurs se sont également intéressés aux actions de progrès menées par le site à la suite d'évènements significatifs ou intéressants l'environnement (ESE/EIE), ou à la suite d'écarts mis en évidence lors de précédentes inspections sur la thématique « Environnement ». A l'issue du contrôle, les inspecteurs ont estimé que le suivi des actions de progrès par le CNPE de Chinon était satisfaisant.
## A. Demandes D'Actions Correctives Non Respect Des Articles 12-Iii 1Er Alinéa Et 27-Ii De L'Arrêté De Rejets.
L'article 12-III 1er alinéa de votre arrêté de rejets du 20 mai 2003 modifié requiert que le bon état de tous les conduits de transfert des effluents radioactifs gazeux entre les différentes installations fasse l'objet de vérifications au moins annuelles. Le 9 septembre, les inspecteurs ont demandé à consulter le résultat du dernier contrôle réalisé sur les tuyauteries du circuit de traitement des effluents gazeux (TEG). Il a été remis en séance les justificatifs attestant que les derniers contrôles visuels externes sur les tuyauteries 8 et 9 TEG ont été respectivement réalisés en février et mars 2012. L'absence de contrôle réalisé ou prévu sur l'année 2013 a amené les inspecteurs à vérifier la fréquence de contrôle de ces tuyauteries. En consultant le programme local de maintenance préventive (PLMP référencé D.5170/NR.450 du 4 décembre 2012) dédié aux tuyauteries TRICE1, ils ont ainsi mis en évidence que la périodicité de contrôle des tuyauteries TEG a été fixée à 10 ans ± 1, ce qui n'est pas conforme à la périodicité mentionnée dans l'article 12-III de votre arrêté de rejets.
2 L'article 27-II de votre arrêté de rejets demande également que l'étanchéité de toutes les canalisations de transfert des effluents radioactifs entre les différentes installations sur le site, y compris les conduites d'amenée des effluents aux ouvrages de rejets, ainsi que l'ensemble des réservoirs, fasse l'objet de vérifications au minimum annuelles. Les inspecteurs ont demandé à consulter les derniers résultats de contrôle pour les réservoirs KER. Les modes de preuve présentés indiquent que les dernières vérifications d'étanchéité des bâches KER ont été réalisées en 2011 et n'ont mis en évidence aucune anomalie. Vos services ont précisé qu'en application du programme de maintenance PBMP 900-AM-450-02 indice 3, la fréquence de contrôle d'étanchéité de ces réservoirs est triennale. Cette périodicité n'est pas conforme avec celle requise à l'article 27-II de votre arrêté de rejets.
Ces deux exigences réglementaires, sur lesquelles vous avez été identifié en écart, avaient pourtant été considérées par vos services comme respectées lors de l'élaboration du bilan de conformité de vos installations par rapport aux prescriptions de l'arrêté de rejet. Ce bilan (référence D5170/SCE/RAN/13.033) remis à la fin du mois d'avril 2013, répondait à une demande de l'ASN (Cf. courrier CODEP-OLS-2013-010133) faisant suite à la déclaration d'un évènement significatif pour l'environnement (ESE) pour non-respect de l'article 41 de l'arrêté de rejet.
Ces différents constats témoignent d'un manque de rigueur dans le travail de vérification des modes de preuve attestant de la conformité aux exigences de l'arrêté. Ils démontrent d'une part que l'organisation, qui a été mise en place pour réaliser cette évaluation de conformité, reste largement perfectible et doit faire l'objet d'actions prioritaires puis, d'autre part amènent à s'interroger sur les conclusions proprement dites de votre bilan.
Demande A1 : je vous demande d'identifier et de corriger dans les meilleurs délais les dysfonctionnements organisationnels ayant conduit à ne pas mettre en évidence, dans votre bilan de conformité remis en avril 2013, le non-respect des exigences définies aux articles 12-
III 1er alinéa et 27-II de votre arrêté de rejets. Vous me transmettrez les actions correctives prises en ce sens et les échéances de réalisation associées.
Demande A2 : dès que les actions correctives citées dans la précédente demande auront été mises en œuvre, je vous demande de mener, avant le 31 décembre 2013, une révision complète de votre bilan de conformité à l'arrêté de rejet. Vous vous assurerez notamment, avant de statuer sur la conformité à une exigence de votre arrêté, de l'existence des modes de preuves nécessaires permettant de garantir cette conformité. Une attention particulière devra être portée sur le respect des périodicités de contrôles figurant dans votre arrêté.
Demande A3 : je vous demande de me transmettre, avant le 31 décembre 2013, votre bilan de conformité révisé en y précisant clairement les exigences qui auront fait l'objet d'un nouveau positionnement quant à leur conformité. Vous veillerez notamment, pour chaque exigence, à la qualité des justifications écrites permettant de statuer sur leur caractère conforme.
Demande A4 : une fois votre bilan révisé, je vous demande de me transmettre avant le 31 décembre 2013, l'ensemble des actions correctives destinées à vous mettre en conformité par rapport aux écarts identifiés dans votre bilan. Vous préciserez également les échéances de réalisation associées à ces actions.
Le PLMP TRICE, présenté en séance, décline la doctrine nationale de maintenance TRICE et définit entre autres les contrôles à mettre en œuvre sur les tuyauteries véhiculant des fluides radioactifs liquides ou gazeux ainsi que les périodicités associées. Ce PLMP ne prend en revanche pas en compte les fréquences de contrôles, plus restrictives, imposées au titre de l'arrêté de rejet. Une mise en cohérence de l'étendue des contrôles à réaliser sur ces tuyauteries devra être menée et formalisée dans une mise à jour du PLMP afin de s'assurer du respect des prescriptions de l'arrêté de rejets. Par ailleurs, votre PLMP cite comme référentiel applicable l'arrêté du 31 décembre 1999 dit
« arrêté RTGE 2», qui est pourtant abrogé depuis le 1er juillet 2013, date de mise en application de l'arrêté du 7 février 2013 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base (dit « arrêté INB ». Il est également à noter que la terminologie TRICE n'est plus utilisée dans l'arrêté INB ni dans la décision ASN n°2013-DC-03603 qui lui est associée.
Demande A5 : je vous demande, avant le 31 janvier 2014, de mettre en cohérence dans votre PLMP TRICE les périodicités de contrôle du bon état et de l'étanchéité de l'ensemble des tuyauteries véhiculant des effluents radioactifs liquides et gazeux avec les fréquences citées dans votre arrêté de rejet. Vous profiterez de ces modifications pour effectuer une mise à jour complète de votre PLMP en prenant en compte les nouvelles exigences de l'arrêté INB et de la décision ASN n°2013-DC-0360 en matière de gestion des substances dangereuses.
Le 16 septembre 2013, vous avez transmis à l'ASN par courriel divers éléments permettant de garantir l'étanchéité des tuyauteries TEG et des réservoirs KER ainsi que le respect partiel des articles 12-III 1er alinéa et 27-II de votre arrêté de rejets. Vous vous êtes notamment engagé dans ce courriel sur la mise en œuvre des actions prioritaires suivantes :
- la réalisation, avant le 31 décembre 2013, de contrôles d'étanchéité sur les tuyauteries TEG ;
- la mise à jour du PLMP sur les tuyauteries TRICE afin de prendre en compte la fréquence annuelle requise au titre de l'article 12-III 1er alinéa ;
- la rédaction, avant le 31 décembre 2013, d'un essai périodique (EP) annuel destiné à tester l'étanchéité des réservoirs KER ;
- la réalisation, avant le 31 décembre 2014, de ce nouvel EP ;
- la déclaration d'un ESE pour non respect des articles 12-III 1er alinéa et 27-II de votre arrêté de rejets ;
- la réalisation d'une nouvelle revue du bilan de conformité à l'arrêté de rejet. La télécopie de déclaration d'ESE a été transmise à l'ASN le 27 septembre 2013.
Demande A6 : je vous demande de vous engager au sens de la directive EDF DI 17, et ce sous une semaine, sur la réalisation des actions de mises en conformité suivantes, selon l'échéancier ci-après :
- la réalisation, avant le 31 décembre 2013, de contrôles d'étanchéité sur les tuyauteries TEG ;
- la mise à jour, avant le 31 janvier 2014, du PLMP sur les tuyauteries TRICE afin de prendre en compte la fréquence annuelle requise au titre de l'article 12-III 1er alinéa ainsi que les éventuelles autres périodicités de contrôle qui ne seraient pas en cohérence avec celles figurant dans votre arrêté de rejet.
- la rédaction, avant le 31 décembre 2013, d'une gamme d'essai périodique annuel destiné à tester l'étanchéité des réservoirs KER ;
- la réalisation, avant le 31 décembre 2014, de ce nouvel essai périodique ;
- la réalisation, avant le 31 décembre 2013, d'une nouvelle revue du bilan de conformité à l'arrêté de rejet.
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## Non-Conformité Partielle À L'Article 24-Ii De L'Arrêté De Rejet
Conformément à l'article 24-II de votre arrêté de rejets, vous procédez à des contrôles et analyses sur les équipements et ouvrages de rejets du site afin de garantir le respect des valeurs limites spécifiées au chapitre 5 de votre arrêté. Toutefois, vous avez indiqué dans votre bilan de conformité à l'arrêté de rejets remis en avril 2013 ne pas respecter la disposition du même article qui demande de réaliser les mesures sur un échantillon filtré à 5 µm selon la norme NF EN 872. Cette norme concerne le dosage des matières en suspension (MES) par méthode de filtration sur filtre en fibres de verre.
Vos analyses sont donc réalisées actuellement sur la fraction totale. Le 9 septembre, vous avez précisé aux inspecteurs qu'une étude était en cours de réalisation pour déterminer l'impact du nonrespect de cette exigence sur les résultats de mesures et pour analyser la faisabilité et la pertinence de filtrer à 5 µm les échantillons, compte tenu des contraintes que cela implique (durée de filtration pouvant être longue en cas de teneur en MES élevée dans l'échantillon…).
Il est à noter que la décision ASN n°2013-DC-0360 du 16 juillet 2013 requiert, en son article 3.1.2, que votre laboratoire privilégie, pour l'utilisation des méthodes de mesure, les méthodes normalisées et en particulier, lorsqu'elles sont applicables, celles visées dans l'arrêté du 7 juillet 2009 relatif aux modalités d'analyse dans l'air et l'eau dans les ICPE et aux normes de référence. Cet arrêté précité recommande, pour l'analyse du paramètre MES, l'utilisation de la norme NF EN 872 mais précise qu'en cas de colmatage (c'està-dire pour une durée de filtration supérieure à 30 minutes), la norme NFT 90-105-2 est utilisable.
Demande A7 : je vous demande d'expliciter clairement les difficultés de mise en œuvre de la norme NF EN 872 et de vous positionner sur l'utilisation de la norme NFT 90-105-2 rendue possible par la décision ASN n°2013-DC-0360.
Demande A8 : je vous demande soit de respecter, avant le 31 décembre 2013, l'article 24-II de votre arrêté de rejets en ce qui concerne la réalisation d'une filtration à 5 µm en préalable de vos analyses, soit de démontrer la représentativité de votre méthode d'analyse actuelle sur fraction totale, en conformité avec la décision ASN n°2013-DC-0360. Vous me transmettrez les éléments justifiant votre positionnement. Le cas échéant, vous étudierez l'opportunité de proposer une modification de la prescription technique, avec tous les arguments et justifications nécessaires, dans le cadre du processus de mise à jour de votre arrêté qui sera prochainement engagé.
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## B. Demandes De Compléments D'Information Comparaison Des Résultats D'Analyse Entre Edf Et Le Laboratoire Indépendant
Les résultats des analyses réalisées par le site sur les échantillons prélevés le 30 mai 2013 ont été transmis aux inspecteurs par courrier référencé D.5170/RAS/CEAE/13.119 en date du 9 juillet 2013. Les rapports d'analyse (dont une copie vous est fournie en annexe) du laboratoire indépendant ont été transmis complets à l'ASN par courriel du 14 août 2013. Dans l'ensemble, l'intercomparaison des données transmises met en évidence des valeurs cohérentes. Toutefois quelques écarts non négligeables ont été relevés notamment sur les prélèvements et paramètres suivants (la 1ère valeur indiquée est celle d'EDF, la 2ème est celle du laboratoire indépendant) :
- Réservoir 0 KER 005 BA : β global (100 Bq/l et 24 Bq/l).
- Station d'épuration : DCO (954 et 231 mg/l), DBO5 (380 et 1050 mg/l).
Par ailleurs, les résultats du CNPE relatifs aux analyses chimiques ne comportaient aucune indication relative aux incertitudes de mesures. Sur ce point, en application de l'article 3-V de votre arrêté de rejet, il vous est rappelé que « l'incertitude associée à chaque mesure doit être déterminée ». Une erreur a également été détectée dans les unités transmises dans votre tableau de résultats. La valeur en tritium pour l'échantillon « cheminée du BAN 1/2 » était à lire en Bq/m3 et non en Bq/L.
Demande B1 : je vous demande de me transmettre les éléments en votre possession permettant de déterminer l'origine des écarts entre les résultats d'analyse transmis par votre laboratoire et ceux du laboratoire indépendant, et ce, pour l'ensemble des paramètres mesurés avec une différence d'au moins un facteur 5. Vous m'indiquerez en particulier les éventuels éléments qui auront fait l'objet d'investigations partagées avec le laboratoire indépendant.
Demande B2 : je vous demande de veiller, pour les prochaines inspections sur la thématique « rejets avec prélèvements » :
- à nous communiquer les incertitudes de mesure pour l'ensemble des résultats d'analyses attendus ;
- à être rigoureux dans la qualité des résultats d'analyses transmis, notamment en ce qui concerne les unités de mesure.
Dans le cadre de la réalisation du bilan de conformité aux exigences de votre arrêté de rejets, vous vous êtes identifié en écart sur le respect d'une disposition de l'article 64 qui demandait l'instrumentation, sous 3 ans à compter de la notification de l'arrêté, de points permettant les prélèvements et les mesures directes sur les cheminées annexes afin de répondre à l'article 12-II. En séance, vous avez précisé aux inspecteurs qu'à l'heure actuelle, les cheminées de l'atelier chaud et de la laverie sont bien équipées de dispositifs de prélèvements dédiés au contrôle des rejets, ce qui est conforme au requis de l'article 12-II de l'arrêté. En revanche, les circuits de ventilation des laboratoires du site ne sont pas encore pourvus de systèmes de détection et de prélèvement permettant de surveiller l'activité des rejets gazeux ou aérosols. Une étude est donc en cours de réalisation sur la faisabilité de mettre en place des chaînes de mesure KRT dans les cheminées des laboratoires du site. Cette action de mise en conformité par rapport à l'article 12-II de votre arrêté de rejets a été tracée dans la fiche suivi d'action (FSA) n° B-3748 consultée en séance. L'échéance associée à la finalisation de l'étude est le 31 décembre 2013.
Demande B3 : je vous demande de me tenir informé des principales conclusions de cette étude et de m'indiquer les mesures qui en découleront ainsi que le calendrier de réalisation. Vous veillerez à intégrer les résultats de cette étude dans la version révisée de votre bilan de conformité attendue pour le début de l'année 2014.
## Rédaction D'Un Nouveau Plmp Sur Les Pompes De Prélèvements D'Air Des Locaux Susceptibles D'Être Contaminés
Au cours de l'année 2013, vous avez déclaré plusieurs évènements intéressants l'environnement (EIE) relatifs à des pertes de prélèvements de l'air de l'atelier chaud ou de la laverie vers l'extérieur du site. Ces évènements ont pour origine des défaillances de pompes de prélèvements. Vous avez indiqué aux inspecteurs qu'il n'existait à l'heure actuelle aucune maintenance préventive sur ces équipements. Afin de mieux surveiller ces pompes de prélèvement et prévenir la survenue de défauts matériels, vous avez décidé la rédaction d'un PLMP destiné à définir l'étendue des contrôles périodiques à mettre en œuvre sur ces matériels ainsi que les périodicités associées. Il conviendra également d'homogénéiser les mesures compensatoires de surveillance à mettre en place en cas d'indisponibilité de ces pompes (nombre et délai de mise en place des balises aérosols…).
Demande B4 : je vous demande de me transmettre, dès qu'il sera finalisé, le PLMP
dédié aux pompes de prélèvements de l'air des locaux susceptibles d'être contaminés et m'indiquerez sa date d'applicabilité. Vous veillerez également à clarifier et justifier la suffisance des mesures compensatoires de surveillance qui doivent être mises en place en cas d'indisponibilité de ces pompes de prélèvements.
## C. Observations
C1. La note de gestion référencée D.5170/SCE/NGE/05.013 du 18 juillet 2013 relative à l'exploitation des réseaux SEO/SEH que vous avez transmise en préalable de l'inspection fait toujours référence à l'arrêté du 31 décembre 1999, alors que ce dernier est abrogé depuis le 1er juillet 2013. Les inspecteurs ont pris note que vous profiterez d'une prochaine mise à jour du document pour corriger les références au référentiel applicable.
C2. Les inspecteurs ont noté qu'une des actions correctives qui sera mise en œuvre pour répondre à l'ESE sur le non-respect de l'article 41 de l'arrêté de rejets serait un recensement de l'ensemble des équipements soumis à des demandes d'autorisations de l'ASN au titre de votre arrêté de rejets.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois (à l'exception de la demande A6 pour laquelle une réponse est attendue sous une semaine). Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, 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 considération distinguée.
L'Adjoint au Chef de la Division d'Orléans Signé par : Rémy ZMYSLONY
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INSSN-OLS-2013-0004 | AUTORITÉ
DE SÛRETÉ
NUCLÉAIRE
DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2013-030756 Orléans, le 13 juin 2013 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Belleville-sur-Loire B 11 18240 LERE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville - INB n° 127 et 128 Inspection n° INSSN-OLS-2013-0004 du 15 mai 2013
« Prestataires »
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire concernant le contrôle des installations nucléaires de base prévu à l'article L. 592-21 du code de l'environnement, une inspection courante a eu lieu le 15 mai 2013 à la centrale nucléaire de Belleville-sur-Loire sur le thème « Prestataires ».
Suite aux 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 du 15 mai 2013 avait pour objectif de contrôler les modalités retenues par EDF
sur la centrale nucléaire de Belleville-sur-Loire en matière de surveillance des entreprises prestataires.
Cette inspection a été conduite en deux temps. Les inspecteurs ont tout d'abord réalisé un contrôle sur les installations des interventions en cours, puis, dans un second temps, une inspection documentaire en salle au cours de laquelle les inspecteurs ont notamment pu rencontrer des chargés de surveillnce et d'intervention (CSI) des services « Maintenance et travaux » (SMT) et « Automatismes Electricité » (SAE).
Au cours de cette journée d'inspection, les inspecteurs se sont intéressés en particulier aux ressources allouées à la surveillance des activités prestées, tant en termes d'effectifs et de temps consacré aux missions qu'en termes de formations et d'habilitations des agents réalisant ces actions de surveillnce ainsi qu'au respect des exigences nationales en matière de surveillance.
ww.asn.fr Le respect de ces exigences a notamment été contrôlé au travers de l'organisation retenue par les différents services du site pour élaborer les programmes de surveillance, pour mettre en œuvre les actions de surveillance ou encore pour élaborer les fiches d'évaluation des prestataires (FEP) et les rapports de surveillance.
Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que la centrale nucléaire de Belleville-sur-
Loire respecte de manière globalement satisfaisante les exigences réglementaires et internes en matière de surveillance des prestataires. Toutefois, les inspecteurs ont relevé plusieurs points d'amélioration décrits ci-après. En particulier, les inspecteurs ont relevé une organisation et un gréement très disparate d'un service à l'autre pour la surveillance des activités prestées pouvant conduire dans certains cas à des écarts vis-à-vis du référentiel national et de la réglementation.
## A. Demandes D'Actions Correctives Pilotage Des Réunions De Levée Des Préalables Par Le Chargé De Surveillance Et D'Intervention (Csi)
La directive DI 116 indice 1 du 30 novembre 2010 portant sur la surveillance des prestataires et les missions des chargés de surveillance indique entre autrs que le chargé de surveillance pilote la réunion de levée des préalables de la prestation et participe à l'ouverture et la fermeture du chantier de réalisation de l'activité lors de la visite contradictoire.
Pourtant, les inspecteurs ont constaté que pour les activités de maintenance RIC 1300 et d'entretien et de révision des batteries, moteurs et tableaux réalisées en 2012 lors de l'arrêt du réacteur n° 2, le CSI n'était pas présent lors de cette réunion de levée des préalables. C'est le chargé d'affaires qui a procédé à l'ouverture du chantier.
Par ailleurs, pour le service « Maintenance et travaux » (SMT), les inspecteurs ont constaté qu'en période d'arrêt de réacteur, ce sont les préparateurs chargés d'affaires qui réalisent les réunions de levée des préalables pour les activités réalisées sur le réacteur en fonctionnement en lieu et place des CSI mobilisés sur le réacteur à l'arrêt. De même, les préparateurs chargés d'affaires réalisent également dans ces cas de figure la levée du point d'arrêt surveillance « ouverture du chantier ».
Vous avez néanmoins indiqué aux inspecteurs que ces agents ont suivi la formation M800, qui a pour vocation de les former à la réalisation des actions de surveillance d'une entreprise soustraitante.
Demande A1 : je vous demande de mettre en place une organisation robuste afin que les réunions de levée des préalables soient pilotées par les chargés de surveillance et d'intervention conformément aux exigences de la directive interne DI 116.
Demande A2 : je vous demande de me confirmer que tous les préparateurs chargés d'affaires qui réalisent la levée des points d'arrêt surveillance ont suivi la formation M800. Par ailleurs, dans la mesure où la surveillance ne fait pas partie de leur cœur de métier, vous m'indiquerez les dispositions retenues en matière de recyclage à cette formation et d'intégration des activités de surveillance dans le plan de charge des préparateurs chargés d'affaire.
Demande A3 : je vous demande de m'indiquer comment sont gérées les actions de surveillance prévues par les CSI lors de l'élaboration des programmes de surveillance pour ces prestations réalisées réacteur en fonctionnement lorsque les CSI sont mobilisés sur les activités réalisées sur le réacteur à l'arrêt.
S
## B. Demandes De Compléments D'Information
Surveillance des activités réalisées sans dossier de suivi d'intervention (DSI)
Au cours de la visite de terrain, les inspecteurs ont constaté que plusieurs interventions ne faisaient pas l'objet d'un DSI. En particulier, l'activité de remise en conformité de la pompe 1 GGR 401 PO, réalisée sur ordre d'intervention, ne faisait pas l'objet d'un DSI et aucun point d'arrêt dédié à la surveillance n'était donc identifié pour les intervenants prestataires. Pourtant, cette activité, consistant à la dépose et à la repose du moteur de la pompe, faisait l'objet de neuf gammes d'interventions différentes.
Demande B1 : je vous demande de m'indiquer votre position concernant la création d'un DSI pour une intervention nécessitant plusieurs phases différentes, notamment en ce qui concerne la nécessité éventuelle de mettre en œuvre des points d'arrêts « surveillance »
entre certaines de ces phases. Vous préciserez également les critères vous conduisant à mettre en œuvre un DSI sur une activité donnée.
Demande B2 : je vous demande de m'indiquer si des actions de surveillance formalisées sont réalisées sur les interventions effectuées sans DSI.
## S
Organisation du site en matière de surveillance des entreprises prestataires Les inspecteurs ont constaté des disparités évidentes d'un service à l'autre en matière de surveillance des entreprises prestataires.
Par exemple, le service SMT, pour lequel le volume d'activités prestées est important, compte plusieurs CSI à temps plein alors que pour le service SAE, pour lequel les activités prestées sont presque exclusivement réalisées durant les arrêts de réacteurs, les CSI sont missionnés ponctuellement pour une période bien définie. Pour ces derniers dont la surveillance n'est pas le cœur de métier, vous avez indiqué qu'un ingénieur les appuie dans l'élaboration des programmes de surveillance. Les inspecteurs notent positivement que cette organisation permet d'homogénéiser les pratiques des CSI au sein du service.
Néanmoins, dans la mesure où le rôle d'appui de cet ingénieur est limité à l'élaboration des programmes de surveillance, les autres actions attendues de la part des CSI semblent quelques fois omises (cf demande A1 relative aux réunions de levée des préalables).
Demande B3 : je vous demande de vous positionner sur la pertinence de mettre en oeuvre, pour les services ne disposant pas de CSI à temps plein, une solution ou un outil appuyant les CSI missionnés temporairement dans la totalité de leurs missions, afin qu'à l'avenir, aucune action requise par votre référentiel ne soit omise.
Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que pour ces deux services, il n'existe pas de réunions/points d'avancement périodiques permettant aux chargés de surveillance de vérifier que les actions de surveillance décidées dans le cadre du programme de surveillance ont bien été réalisées ou le seront avant la fin de la prestation.
Demande B4 : je vous demande de m'indiquer si un suivi particulier est réalisé pour les actions de surveillance qui concernent des prestataires en surveillance renforcée.
Dans le cas contraire, je vous demande de vous positionner sur la pertinence de mettre en œuvre une gestion calendaire pour sécuriser la réalisation ou le report de ces actions.
## C. Observations
Observation C1 : la note de service SMT « Missions et responsabilités du service : réalisation et surveillnce d'activités de maintenance » indique que la section intervention « réalise et garantit la qualité de réalisation des interventions de maintenance du service, bors et en AT, par l'exercice de la surveillance sur les entreprises selon la DI116, hors et en AT, pour les activités à forts enjeux (Sûreté, Disponibilité, Qualité, Coûts, Environnement) » mais ne mentionne pas la radioprotection dans les enjeux identifiés.
Observation C2 : Bien que les FEP soient validées par les entreprises prestataires, les inspecteurs ont constaté que plusieurs fiches de surveillance n'ont pas été validées par les chargés de travaux. Dans la mesure où ces fiches de surveillance permettent de construire les FEP, il est important qu'elles soient partagées avec les intervenants prestataires directement concernés par l'action de surveillance afin de responsabiliser les acteurs de terrain et de faciliter l'appropriation de ce processus d'évaluation (cf. DI 53).
## S
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 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.
Le Chef de la Division d'Orléans Signé par : Fabien SCHILZ |
INSSN-LYO-2014-0708 | N/Réf. : Codep-Lyo-2014-035861 DIVISION DE LYON
Lyon, le 1er août 2014 Monsieur le directeur EURODIF Production Usine Georges Besse BP 75 26702 PIERRELATTE cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Installation : EURODIF - INB n° 93 Identifiant à rappeler dans la réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2014-0708 du 23 juillet 2014 Thème : « incendie » Réf. : Code de l'Environnement, notamment les articles L596-1 et suivants 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 aux articles L.596-1 et suivants du code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 23 juillet 2014 sur votre établissement de Pierrelatte, sur le thème « incendie ». 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 23 juillet 2014 portait sur le thème « incendie ». Les inspecteurs ont effectué une visite de l'établissement visant à vérifier la mise en œuvre pratique des dispositions de prévention et de lutte contre l'incendie. Ils ont également procédé à l'examen : des suites données à la précédente inspection sur ce même thème du 8 août 2012, des procédures relatives aux contrôles et essais périodiques des matériels relatifs à la protection contre l'incendie, de la formation des personnels des équipes de sécurité et de l'organisation relative à la délivrance des permis de feu. Les conclusions de l'inspection s'avèrent mitigées. Plusieurs points positifs ont été relevés par les inspecteurs, notamment la mise en place de visites internes de sûreté, la rédaction d'une nouvelle procédure de rédaction et de suivi des permis de feu, la qualité du suivi des contrôles et essais périodiques. Néanmoins, des efforts doivent être poursuivis, notamment dans les domaines de la gestion et du suivi des charges calorifiques, du suivi opérationnel des membres des équipes locales de première intervention (ELPI) et de la mise en œuvre pratique de la nouvelle procédure de rédaction et de suivi des permis de feu.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Charges Calorifiques
Les inspecteurs ont constaté que l'exploitant ne disposait ni d'une procédure décrivant les modalités de gestion, de contrôle et de suivi des charges calorifiques sous toutes leurs formes ni d'une procédure d'organisation visant à minimiser leur quantité. Ce point avait déjà fait l'objet de la demande d'action corrective n° 6 dans la lettre de suites du 27 août 2012 relative à l'inspection du 8 août 2012, eu égard aux obligations de l'arrêté ministériel du 31 décembre 1999 abrogé, dont l'article 42 imposait des dispositions équivalentes. 1. Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article 2.2.1 de l'annexe à la décision de l'ASN n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014, de me transmettre impérativement sous deux mois, et de mettre en œuvre une procédure définissant les modalités de gestion, de contrôle et de suivi des matières combustibles ainsi que l'organisation mise en place pour minimiser leur quantité, dans chaque local ou groupe de locaux pris en compte par l'étude de risques incendie (ERI).
Lors de la visite des locaux de l'installation, en particulier dans la zone 1 de l'annexe U et dans le bâtiment DRMTC, les inspecteurs ont constaté que plusieurs entreposages de matières combustibles étaient positionnés en dehors des aires autorisées ou sur des zones interdites.
2. Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article 2.2.1 de l'annexe à la décision de l'ASN n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014, de libérer, sans délai, les zones d'exclusion d'entreposage identifiées et de respecter strictement les limites d'entreposage dans les zones matérialisées à cet effet.
A l'entrée du local « déchets contaminés » de l'annexe U, les inspecteurs ont noté la présence de sacs de déchets en vrac, non conditionnés.
3. Je vous demande de procéder, sans délai, au conditionnement des sacs de déchets présents à l'entrée du local « déchets contaminés » et à leur enlèvement.
Les inspecteurs ont pu constater, lors de la visite des locaux, que des cartons étaient entreposés, sous un escalier du local « conditionnement » du bâtiment DRMTC, à proximité d'un extincteur et qu'une armoire métallique, fortement empoussiérée, contenait des matériaux combustibles inutilisés (cartons, emballages, papiers, etc.).
4. Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article 2.2.1 de l'annexe à la décision de l'ASN n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014, de retirer, sans délai, l'entreposage de cartons situé à proximité d'un extincteur, sous l'escalier du local « conditionnement » du bâtiment DRMTC.
5. Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article 2.2.1 de l'annexe à la décision de l'ASN n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014, de retirer l'armoire métallique inutilisée placée dans le local « conditionnement » du bâtiment DRMTC et contenant des matériaux combustibles.
## Gestion Des Produits Inflammables
Lors de la visite de l'installation, les inspecteurs ont pu noter la présence, dans le local dit « AMALIS » de l'annexe U, la présence d'une armoire contenant des produits inflammables, non fermée à clé, et ne disposant pas de ferme-porte. Par ailleurs, l'aire grillagée correspondante n'était pas fermée à clé non plus. 6. Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article 2.2.2 de l'annexe à la décision de l'ASN n°2014-DC-0417 du 28 janvier 2014, de maintenir fermées à clé le local dit « AMALIS » de l'annexe U ou l'armoire contenant des produits inflammables.
## Moyens De Lutte Contre L'Incendie
Les inspecteurs ont pu noter, lors de la visite de la zone 1 de l'annexe U que plusieurs extincteurs sur roues étaient encombrés par des entreposages qui rendaient leur accès particulièrement difficile. 7. Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article 3.2.1-3 de l'annexe à la décision de l'ASN n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014, de rendre accessibles, sans délai, les extincteurs sur roues situés dans la zone 1 de l'annexe U.
Dans le sas d'accès au local « pompes Balzer » du bâtiment DRMTC, les inspecteurs ont constaté que l'extincteur CO2 était mal positionné, non fixé à la paroi et non signalisé.
8. Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article 3.2.1-3 de l'annexe à la décision de l'ASN n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014, de positionner correctement l'extincteur CO2 du local « pompes Balzer » du bâtiment DRMTC et de le signaliser.
## Contrôles Et Essais Périodiques
Les inspecteurs ont examiné les rapports de contrôles et essais périodiques des matériels intéressant la prévention, la détection et la lutte contre les incendies. Les contrôles de l'installation de détection automatique d'incendie et des asservissements associés sont réglementaires. Ils doivent être effectués annuellement. L'exploitant fait assurer ces derniers par moitié tous les 6 mois, ce qui correspond à un contrôle annuel pour l'ensemble des équipements. Toutefois, il apparaît que les détecteurs incendie du local « batteries » de l'usine 110, situé au niveau 10,30 m n'ont été vérifiés, ni lors du premier contrôle semestriel, ni lors du second. 9. Je vous demande de procéder au contrôle des détecteurs du local « batteries » de l'usine 110, situé au niveau 10,30 m. Vous me rendrez compte du résultat de ce contrôle et me ferez connaître les dispositions que vous aurez mises en place afin d'éviter qu'un tel écart ne se reproduise.
## Désignation Des Équipiers De Première Intervention
L'examen de la procédure de désignation des membres de l'ELPI a fait apparaître que, si les formations initiales et les recyclages sont bien suivis et contrôlés par l'exploitant, il n'en va pas de même pour leur participation aux exercices annuels d'entraînement pour lesquels aucun suivi individuel n'est effectué.
De fait, le chef de poste ne sait pas si les équipiers qu'il désigne ont participé à un nombre suffisant d'exercices et l'exploitant n'est pas en mesure de garantir le caractère opérationnel des équipiers. Il est à noter que ce point avait déjà fait l'objet de la demande d'action corrective n° 1 dans la lettre de suites du 27 août 2014 relative à l'inspection du 8 août 2012.
10. Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article 3.2.2-4 de l'annexe à la décision de l'ASN n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014, de mettre en place un dispositif permettant de vérifier que les membres des ELPI sont formés et entraînés régulièrement, selon un programme annuel adapté à l'exercice de leurs missions, ou qu'à défaut, ils sont retirés de la liste opérationnelle. Vous me transmettrez, impérativement sous deux mois, une description des modalités d'organisation mises en place et des outils de suivi associés, ainsi que le programme d'exercices de l'année 2014.
## Permis De Feu
Les inspecteurs ont noté, avec satisfaction, qu'une nouvelle procédure d'élaboration et de suivi des permis de feu avait été rédigée. Celle-ci s'appuie sur un nouveau modèle de permis de feu particulièrement complet. Toutefois, l'examen des permis de feu délivrés depuis la mise en place de cette nouvelle procédure a montré que celle-ci n'était pas appliquée correctement. La plupart des permis de feu examinés font apparaître des écarts :
- Procédure d'inhibition et de remise en service de la DAI défaillante ;
- Absence de clôture du permis de feu ;
- Absence de suivi après la fin des travaux (rondes de surveillance) ;
- Date de visite avant travaux antérieure à 48h avant le début du permis de feu ;
- Analyse du risque superficielle.
11. Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article 2.3.3 de l'annexe à la décision de l'ASN n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014, de mettre en place un dispositif de formation et de contrôle de premier niveau permettant de garantir la mise en œuvre effective de la nouvelle procédure de rédaction et de suivi des permis de feu. Vous me rendrez compte des dispositions que vous aurez prises à cet égard.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Néant.
## C. Observations
Néant. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois, sauf mention contraire. 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. Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Lyon de l'ASN,
Signé par :
Richard ESCOFFIER |
INSSN-CAE-2013-0205 |
DIVISION DE CAEN
Hérouville-Saint-Clair, le 6 juin 2013 Cédric PORTA BONETE
N/Réf. : CODEP-CAE-2013-029609 **Monsieur le Directeur**
du CNPE de Flamanville BP 4 50 340 LES PIEUX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection n° INSSN-CAE-2013-0205 du 16 mai 2013 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 le 16 mai 2013 au CNPE de Flamanville, sur le thème du fonctionnement du système d'injection de sécurité (RIS), du système d'aspersion de l'enceinte de confinement (EAS) et du système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG). 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 16 mai 2013 portait sur l'organisation retenue par le CNPE de Flamanville pour assurer le fonctionnement des circuits classés importants pour la sûreté (IPS) suivants : le système d'injection de sécurité (RIS), le système d'aspersion de l'enceinte de confinement (EAS) et le système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG). Les inspecteurs se sont également rendus dans le bâtiment des auxiliaires de sauvegarde (BAS), dans le bâtiment combustible (BK) et dans le local abritant le réservoir d'eau des piscines (PTR) du réacteur 2. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour assurer le suivi global des trois systèmes précités paraît, dans l'ensemble, satisfaisante. Néanmoins, les inspecteurs ont relevé que plusieurs chantiers du BAS et du BK du réacteur 2 (réacteur en cours de redémarrage après avoir été arrêté pour réaliser des opérations de maintenance programmées) n'ont pas fait l'objet d'un repli satisfaisant. Sur ce point, les inspecteurs considèrent que les dispositions prises par le CNPE de Flamanville sont insuffisantes. Par ailleurs, des actions particulières doivent être menées concernant le contrôle des tuyauteries présentant une double enveloppe des systèmes RIS/EAS.
www.asn.fr
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Chantiers Laissés Dans Un État Non Satisfaisant Dans Le Bas Et Dans Le Bk Du Réacteur 2
Les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment des auxiliaires de sauvegarde (BAS), dans le bâtiment combustible (BK) et dans le local de la bâche PTR du réacteur n° 2. Au jour de l'inspection, le réacteur était en cours de redémarrage (le réacteur a été arrêté à compter du 16 février 2013 pour réaliser des opérations de maintenance programmées). Les inspecteurs ont relevé que plusieurs chantiers du BAS et du BK ont été laissés dans un état non satisfaisant :
- les déchets du chantier 2 RIS 032 VP situé dans le local LB0458 n'avaient pas été évacués. Par ailleurs, l'état de propreté de ce chantier n'était pas satisfaisant ;
- les matériels utilisés dans le cadre des chantiers de la pompe 2 RIS 052 PO, de la vanne 2 RIS
004 VP et du chantier situé dans le local de la bâche PTR n'avaient pas été évacués ;
- l'état de propreté du local LB0353 n'était pas satisfaisant ;
- l'état de propreté de la rétention de la bâche à soude 2 EAS 012 BA n'était pas satisfaisant : des cristaux de soude sèche étaient présents sur le sol de la rétention.
Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé qu'un échafaudage sur roulette, non fixé, était situé dans le local KA 0503 du séparateur 2 ASG 251 ZE. Ce dernier pouvait potentiellement constituer un agresseur visà-vis des matériels du circuit ASG présents dans ce local.
A cet égard, les inspecteurs considèrent que les dispositions prises par le CNPE de Flamanville pour assurer le repli des chantiers du BAS et du BK après l'arrêt programmé du réacteur 2 ne sont pas satisfaisantes.
Je vous demande de mettre en place des actions correctives pour traiter les écarts relevés cidessus. Je vous demande également de prendre les dispositions nécessaires pour éviter qu'une telle situation ne se reproduise lors des prochains arrêts des réacteurs 1 et 2 en 2014. Vous m'indiquerez les dispositions prises en ce sens.
## A.2 Contrôles Des Tuyauteries « Double Enveloppe » Situés À L'Aspiration Des Pompes Ris/Eas Dans Les Puisards Br Et Des Vannes D'Isolement De Ces Tuyauteries
Les lignes d'aspiration RIS/EAS sont constituées d'une tuyauterie « double enveloppe », depuis l'aspiration dans les puisards situés dans le bâtiment réacteur (BR) jusqu'à une vanne d'isolement située dans le bâtiment des auxiliaires de sauvegarde (BAS) (vanne RIS 009 VP pour la voie A et RIS 010 VP pour la voie B). Un contrôle d'absence d'eau au niveau de ces lignes « double enveloppe » doit être effectué lors de chacun des arrêts du réacteur. Par ailleurs, un contrôle d'étanchéité doit également être réalisé tous les dix ans. Les inspecteurs ont examiné les dispositions prises par le CNPE de Flamanville pour réaliser ces contrôles.
## Contrôle D'Absence D'Eau :
Le contrôle d'absence d'eau est effectué en application de la gamme de maintenance référencée D5330-94-1653 (indice 04). Ce contrôle doit être réalisé au point bas des vannes d'isolement RIS 009 et 010 VP, c'est-à-dire en sortie d'une tuyauterie située directement sous ces deux vannes. Ces tuyauteries comportent chacune un robinet (référencé RIS 631 VP pour la tuyauterie située sous la vanne RIS 009 VP et RIS 632 VP pour la tuyauterie située sous la vanne RIS 010 VP) normalement fermé en dehors de la réalisation du contrôle d'absence d'eau. Or la gamme précitée ne demande pas l'ouverture de ces robinets, ce qui peut empêcher l'opérateur de détecter un éventuel écoulement d'eau.
Je vous demande de modifier la gamme de contrôle susvisée pour indiquer explicitement que les robinets RIS 631 et 632 VP doivent être ouverts lors de la vérification de l'absence d'eau dans la tuyauterie située sous les vannes RIS 009 et 010 VP. Je vous demande également de réaliser, au plus tôt et pour chacun des réacteurs, ce contrôle d'absence d'eau en utilisant les gammes ainsi modifiées. Vous justifierez les délais retenus. Par ailleurs, lors de la visite sur le terrain, les inspecteurs ont relevé que les deux tuyauteries RIS/EAS « double enveloppe » comportaient, pour chacune d'entre elles, un bouchon soudé situé en leur point bas, à proximité du coude situé sous les puisards du BR. Vos représentants ont indiqué qu'aucun contrôle n'était réalisé au niveau de ces bouchons soudés pour vérifier l'absence d'eau au niveau de la « double enveloppe » de ces tuyauteries. Sur ce point, les inspecteurs considèrent que des contrôles doivent être réalisés afin de vérifier la bonne étanchéité de ces tuyauteries en leur point bas, au niveau de leur bouchon soudé.
Je vous demande de programmer, au plus tôt, ce type de contrôle sur les deux réacteurs. Vous justifierez les délais retenus.
## A.3 Traitement De L'Écart Relevé Sur La Vanne 1 Asg 159 Vv
Lors de l'essai périodique « ASG 205 » réalisé le 20 octobre 2012 sur le réacteur n° 1, vos services ont relevé une fuite au niveau de la garniture mécanique de la vanne 1 ASG 159 VV. La présence de cette fuite a été reportée dans la colonne « observations » de la gamme de l'essai. Pourtant, le critère relatif à la vérification de l'absence de fuite a été coché comme étant conforme sur cette même gamme, ce qui est par conséquent erroné. En outre, les inspecteurs ont relevé que cette fuite avait été détectée avant la réalisation de l'essai précité : la demande d'intervention (DI) n° 00649652 a été émise le 08 février 2011 afin de traiter cet écart. La DI précise que la fuite est liée au « jeu mécanique ». Néanmoins, il est indiqué dans cette DI que le « jeu est conforme ». En conséquence, ces deux éléments sont contradictoires. Par ailleurs, il est indiqué que la vanne sera remise en conformité pour le 30 juin 2015. A cet égard et compte tenu de la date à laquelle la fuite a été relevée, les inspecteurs considèrent que la remise en conformité de cette vanne doit intervenir plus rapidement que l'échéance envisagée. Je vous demande d'anticiper le traitement de l'écart relevé sur la vanne 1 ASG 159 VV. Vous indiquerez et justifierez la nouvelle échéance retenue. Je vous demande également :
- **d'indiquer précisément l'origine de l'écart relevé et de modifier en conséquence la DI**
précitée ;
- de transmettre votre analyse concernant l'impact sûreté de cet écart.
## A.4 Fermeture De La Vanne 2 Eba 002 Va
Lors de l'essai périodique « RIS 106 » réalisé en 2011, vous avez relevé que le temps de fermeture de la vanne 2 EBA 002 VA était de 6 secondes, pour un critère maximal de 3 secondes. Vous avez alors déclaré l'essai comme étant non satisfaisant et vous avez créé la fiche d'écart (FE) n° 3126. Au regard de cette FE, il apparait que le problème de fermeture de cette vanne pourrait être lié à un point dur mécanique ou à un problème sur l'électrovanne, sans autre précision sur le sujet. A la suite de cet écart, vous avez réalisé un nouvel essai de fermeture de cette vanne qui s'est révélé être satisfaisant (temps de fermeture inférieur à 3 secondes). Vos représentants ont également indiqué que les autres essais réalisés depuis 2011 n'ont pas mis en évidence d'écart quant au temps de fermeture de cette vanne.
Les inspecteurs considèrent toutefois qu'une analyse détaillée doit être menée afin d'expliciter l'écart relevé dans le cadre de l'essai périodique réalisé en 2011. Je vous demande de mener une analyse détaillée quant à l'origine de l'écart relevé en 2011 relatif au temps de fermeture de la vanne 2 EBA 002 VA. Vous me ferez part de vos conclusions en identifiant distinctement les éventuelles actions correctives ou préventives à mener pour éviter le renouvellement de ce type d'écart.
## B Compléments D'Information B.1 Contrôle D'Étanchéité Des Vannes Ris 009 Et 010 Vp Et De La « Double Enveloppe » Des Tuyauteries Ris/Eas
Les inspecteurs ont interrogé vos services concernant la réalisation des derniers tests de pressurisation de la « double enveloppe » des tuyauteries RIS/EAS et des vannes RIS 009 et 010 VP. A cet égard, vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser quand ces contrôles ont été réalisés. Les résultats de ces tests n'ont pas pu être communiqués lors de l'inspection. Je vous demande de m'indiquer quand ont été réalisés les derniers tests de pressurisation de la « double enveloppe » des tuyauteries RIS/EAS et des vannes RIS 009 et 010 VP des deux réacteurs. Vous m'indiquerez les résultats de ces tests et vous me préciserez leur périodicité de réalisation.
## B.2 Niveau De Soude Dans La Bâche 2 Eas 012 Ba
Il a été présenté aux inspecteurs les dispositions prises pour réaliser les appoints en soude dans la bâche 2 EAS 012 BA, ceci notamment pour compenser les prélèvements périodiques réalisés dans cette dernière dans le cadre des analyses effectuées. Les inspecteurs se sont en particulier interrogés sur la programmation de ces appoints afin d'éviter toute baisse du niveau de soude sous le niveau minimal défini. Sur ce point et au regard du compte-rendu du 5 décembre 2012 de la gamme d'intervention D5330-00-0238, il apparait que l'alarme « niveau min » était présente lorsque l'appoint en soude a été réalisé sur la bâche 2 EAS 012 BA. Lors de l'inspection, il n'a pu être confirmé que cette alarme correspondait à l'alarme de niveau minimum tel que défini dans les règles générales d'exploitation. Je vous demande de m'indiquer si l'alarme précitée visée dans le compte-rendu de la gamme D5330-00-0238 correspond au niveau minimum tel que défini dans les règles générales d'exploitation. Dans l'affirmative, je vous demande de mettre en place une organisation pérenne visant à anticiper la baisse du niveau de soude dans la bâche 2 EAS 012 BA ainsi que sur les autres bâches à soude (2 EAS 011 BA et 1 EAS 011 et 012 BA) afin d'éviter que le niveau de soude ne se retrouve sous le seuil minium précité.
## B.3 Intégration De La Modification « Pnxx 2635 »
Vos représentants ont précisé que l'implantation de nouveaux capteurs de type « radar » au niveau des puisards (modification référencée « PNXX 2635 ») avait été intégrée sur le réacteur 1 en 2008 et sur le réacteur 2 en 2010. Lors de l'inspection, il n'a pu être justifié que cette modification avait bien été intégrée sans réserve sur les deux réacteurs.
Je vous demande de m'indiquer si des réserves ou des remarques ont été émises à l'issue de l'intégration de la modification précitée. Dans l'affirmative, je vous demande de préciser, pour chacune de ces réserves ou remarques, l'état de traitement de ces-dernières. Enfin, vous voudrez bien me transmettre les rapports de fin d'intervention relatifs à l'intégration de cette modification sur les deux réacteurs.
## B.4 Visite De L'Obturateur 1 Asg 214 Vd
Dans le cadre de l'expertise interne de la bâche 1 ASG 011 BA réalisée en 2008, une opération de maintenance programmée a été réalisée sur l'obturateur 1 ASG 214 VD. Il est indiqué, sur la gamme « 2135783 » associée à l'ordre d'intervention « N0255419 », qu'aucune intervention n'a été réalisée sur le clapet de l'obturateur précité. Je vous demande de me préciser la nature des travaux de maintenance à réaliser sur l'obturateur 1 ASG 214 VD, et de me confirmer les raisons pour lesquelles aucune intervention n' a été réalisée sur ce clapet dans le cadre de la maintenance préventive réalisée en 2008.
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.
Pour le directeur général de l'ASN et par délégation, L'adjoint au chef de division, signée par Guillaume BOUYT
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INSNP-DEP-2012-0936 | AUTORITÉ
DE SÛRETÉ
NUCLÉAIRE
DIRECTION DES ÉQUIPEMENTS
SOUS PRESSION NUCLÉAIRES
Dijon, le 12 décembre 2012 APAVE SA
Monsieur le directeur 191, rue de Vaugirard 75015 PARIS
Objet : Inspection des organismes habilités et agréés pour le contrôle les équipements sous pression ncléaires.
Organisme : APAVE SA (siège situé 191, rue de Vaugirard 75015 PARIS)
Inspection : INSNP-DEP-2012-0936 du 22 octobre 2012.
Réf. :
Code de l'environnement, notamment ses articles L-592-1 et suivants.
Décret du 13 décembre 1999 relatif aux équipements sous pression.
Arrêté du 12 décembre 2005 relatif aux équipements sous pression nucléaires. Décision n° 2007-DC-0028 du 26 janvier 2007 de l'Autorité de sûreté nucléaire portant acceptation d'un organisme notifié et habilité.
Monsieur le directeur, Madame la directrice, L'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a en charge du contrôle des organismes habilités et agréés pour le contrôle des équipements sous pression nucléaires prévu à l'article 15 de l'arrêté du 12/12/05.
Dans le cadre de ses attributions, la direction des équipements sous pression de l'ASN a procédé à une inspection de l'APAVE SA qui a eu lieu le 22 octobre 2012, en son siège 191 rue Vaugirard à Paris, sur les thèmes suivants :
- Conformité aux exigences règlementaires des procédures mises en œuvre pour le contrôle des ESPN, notamment le « Guide d'application de l'arrêté ESPN ».
- Formation des intervenants APAVE pour l'application de ces procédures. - Processus de supervision des intervenants APAVE.
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.
ww.asn.fr
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 22 octobre 2012 concernait la conformité aux exigences règlementaires de certaines procédures APAVE relatives au contrôle des ESPN, la formation des intervenants à celles-ci ainsi que la supervision des intervenants.
Les inspecteurs ont dans un premier temps examiné le « Guide d'application de l'arrêté ESPN »
référencé M.B10.6.01/01-03 du 25 mai 2012 ainsi que certains documents opérationnels appelés par celui-ci, tels que l' « Attestation d'évaluation de la conformité après intervention ou modification »
référencé AP14N-CAI ou le « Compte rendu d'intervention » référencé AP32N.
Par la suite, les inspecteurs ont examiné le processus de supervision des intervenants APAVE
réalisant des contrôles sur des ESPN en service ainsi que les éléments de formation de ces intervenants disponible au siège de l'APAVE.
Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que les exigences règlementaires liées au contrôle des équipements sous pression nucléaires sont prises en compte de manière globalement satisfaisante dans le guide d'application. Toutefois le thème des requalifications des équipements présentant plusieurs compartiments ainsi que des réparations méritent certains aménagements afin d'assurer la conformité aux exigences définies par l'arrêté. Les inspecteurs notent également que la cohérence de l'ensemble des documents opérationnels appelés par ce guide n'est pas assurée et qu'un travail complémentaire doit être réalisé.
Concernant les actions de formation et de supervision, les éléments présentés aux inspecteurs n'ont pas permis aux inspecteurs d'évaluer pleinement la qualité de la formation et la pertinence du processus de supervision, puisque la plupart des informations individuelles ne sont disponibles qu'en agence. Il apparait cependant que la formation concernant les accessoires de sécurité piloté est notoirement insuffisante. Celle-ci est donc à reconsidérer.
Cette inspection a fait l'objet de deux constats d'écarts notables.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Le guide APAVE d'application de l'arrêté ESPN ne précise pas la nécessité de réaliser une inspection de requalification périodique de chaque compartiment dans le cas des ESPN multicompartimentés soumis à l'annexe 6 de l'arrêté du 12/12/05, alors que le courrier CODEP-DEP-201203608, du 23/01/2012, mentionne explicitement cette exigence.
Demande A1 : je vous demande d'intégrer dans l'ensemble de vos documents la nécessité de réaliser une inspection de requalification de chaque compartiment pour les ESPN multicompartimentés soumis à l'annexe 6 de l'arrêté du 12/12/05.
## **
Concernant les accessoires de sécurité pilotés, l'APAVE n'a pas assuré l'évolution des compétences techniques de ces agents habilités, conformément au 6.1. du guide de l'ASN sur l' « acceptation des organismes ». Les documents de formation des intervenants qui ont été présentés aux inspecteurs ne permettent pas d'acquérir la compétence nécessaire et attendue pour les opérations de contrôles auxquelles ceux-ci doivent participer.
Demande A2 : je vous demande de développer le cursus de formation des agents habilités aux opérations de contrôles des ESPN en service afin que ceux-ci dispose de toutes les compétences techniques nécessaires au bon déroulement de leurs missions lorsqu'elles portent sur des contrôles des accessoires de sécurité pilotés.
*****
Au cours de l'examen du guide APAVE d'application de l'arrêté du 12/12/05, les inspecteurs ont relevés les points de non conformité suivants :
- le guide, paragraphe 4.3.4.2.6.1 et 5.2.8.1, définit des critères d'acceptabilité des défauts présents dans les soudures, tant dans le cadre des évaluations de conformité après réparation ou modification que dans celui des requalifications périodiques. Les inspecteurs estiment qu'il n'est pas satisfaisant de demander la vérification des critères de l'annexe III de l'arrêté du 24/03/78 avec un coefficient de soudure égale à 0,7. Les critères d'acceptabilité des défauts doivent être ceux définis dans le cadre de la fabrication d'équipements neufs.
- le guide, paragraphe 4.3.4.2.6.2 et 5.2.8.4, indique que « l'apparition de simples fuites aux joints »
au cours d'une épreuve hydraulique, dans le cadre des évaluations de conformité après réparation ou modification ou dans celui des requalifications périodiques, n'aboutira pas nécessairement à considérer celle-ci comme insatisfaisante. Les inspecteurs ne partagent pas cette formulation et rappellent que si ce type d'écart n'est effectivement pas purement lié à la résistance de l'équipement, les fuites en épreuve sont inacceptables.
- le guide, paragraphe 4.3.3, donne des définitions et des éléments sur le classement des réparations ou modifications. Les inspecteurs considèrent que cette partie telle que formulée peut être source d'incompréhension. Il conviendrait de préciser simplement que les modifications importantes constituent, par nature, des opérations notables. Les inspecteurs rappellent que la nécessité d'une évaluation de la conformité d'un ESPN après réparation ou modification, se fera en fonction de la notabilité de l'opération et qu'il convient de renvoyer au guide professionnel inter-exploitant quant à ce classement.
guide, paragraphe 5.2.6, indique que les conditions de présentation des équipements objet d'une requalification périodique sont définies dans le plan d'inspection établi par un SIR, le cas échéant. Les inspecteurs notent que cette disposition n'étant pas prévue par l'arrêté du 12/12/05
- le guide, paragraphe 4.2.1, indique que le dossier descriptif d'un ESPN, doit fournir les éléments documentaires permettant de vérifier la neutralité chimique et la tenue de l'isolation ou du revêtement. Les inspecteurs considèrent qu'il y a lieu de préciser qu'il s'agit de la neutralité chimique vis-à-vis de la paroi de l'équipement à protéger et que les éléments attendus doivent permettre de démontrer que la tenue mécanique de l'isolation est adaptée aux conditions de service.
Demande A3 : je vous demande procéder à la révision de votre guide APAVE d'application de l'arrêté du 12/12/05 pour les points précédemment listés.
Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont relevés que les exigences du paragraphe 4.1.a. de l'annexe 5 de l'arrêté du 12/12/05, à savoir la présence d'un agent habilité par l'APAVE durant les phases de réalisation d'assemblages permanents et des contrôles non destructifs associés, dans le cas d'une installation d'un ESPN, dont l'évaluation de la conformité aurait été validée antérieurement, ne figurent pas explicitement dans le guide APAVE. Vos représentants ont présenté une instruction opératoire reprenant cette exigence. Les inspecteurs estiment que cette instruction devrait être intégrée au sein d'un guide d'application de l'arrêté.
Demande A4 : je vous demande d'ajouter au guide APAVE d'application de l'arrêté du 12/12/05 la nécessité de la présence d'un agent habilité par l'APAVE durant les phases de réalisation d'assemblages permanents et des contrôles non destructifs associés, dans le cas d'une installation d'un ESPN, dont l'évaluation de la conformité aurait été prononcée antérieurement, en application du 4.1.a de l'annexe 5 de l'arrêté du 12/12/05.
## *****
L'examen du document AP14N-CAI « Attestation d'évaluation de conformité après réparation ou modification » a révélé que dans le cas d'une évaluation de conformité après réparation ou modification notable effectuée sur un équipement comportant plusieurs compartiments, une attestation sera établie de manière distincte pour chaque compartiment. Ce point apparait également dans le guide APAVE
d'application de l'arrêté ESPN, paragraphe 4.3.4.2.7. Les inspecteurs considèrent que l'objet de l'évaluation de la conformité est l'équipement ayant subit une réparation ou une modification et que c'est bien en référence à celui-ci que doit être établie l'attestation.
Demande A5: je vous demande de corriger vos documents AP14N-CAI et le guide APAVE d'application de l'arrêté ESPN afin que l'objet de l'évaluation de conformité porte sur l'équipement réparé ou modifié.
## **
Les inspecteurs ont examiné le formulaire AP32N « Compte-rendu d'intervention ». Ce formulaire présente des champs qui ne sont pas conformes aux exigences des annexes 5 ou 6 de l'arrêté ESPN et qu'il convient de modifier :
* objet de l'intervention : les inspecteurs considèrent inapproprié d'employer un même document pour des interventions qui relèvent du rôle de prestataire et du rôle d'organisme habilité et agréé pour le contrôle des ESPN en service. Ainsi, l'inspection périodique ne doit pas apparaître dans le même compte rendu que celui de la requalification périodique. A contrario, ce formulaire pourrait être employé dans les opérations de contrôle en mise en service ou d'évaluation de la conformité après réparation ou modification.
* les mentions « la vérification des accessoires de sécurité est à réaliser sous 3 mois »,
« l'équipement est apte au maintien en service » et « l'équipement est apte au maintien en service après prise en compte des observations » n'ont pas à figurer dans un compte-rendu provisoire d'intervention.
Une mention, indiquant que l'équipement est poinçonné serait, par contre, nécessaire.
Les inspecteurs considèrent que l'organisme agréé ne doit pas informer l'exploitant de l'aptitude d'un ESPN à la remise en service par le biais d'un compte-rendu provisoire. Il convient de différencier les cas suivants :
* lorsque l'organisme procède à l'évaluation de la conformité d'un ESPN après réparation ou modification, en application de l'annexe 5 de l'arrêté du 12/12/05, il convient de se référer à la pratique qui sera définie à cet effet par la procédure AQUAP pour l'« Evaluation de la conformité d'un équipement réparé ou modifié» dont la mise en application est prévue pour fin 2012.
* lorsque l'organisme procède au contrôle de mise en service d'un ESPN, en application de l'annexe 6 de l'arrêté du 12/12/05, l'organisme doit remettre à l'exploitant une attestation de contrôle de mise en service à l'issue de l'ensemble des étapes du contrôle. Seul ce document peut attester de la fin de l'ensemble des opérations du contrôle et permettre à l'exploitant de mettre en service son équipement.
* lorsque l'organisme procède à la requalification périodique d'un ESPN, en application de l'annexe 6 de l'arrêté du 12/12/05, l'organisme appose son poinçon sur l'équipement concerné, ce qui atteste de la fin de l'ensemble des opérations de requalification et permet à l'exploitant de remettre en service son équipement.
Demande A6 : je vous demande de modifier le guide APAVE d'application de l'arrêté ESPN, ainsi que le compte-rendu provisoire d'intervention, afin que ces documents retranscrivent les exigences précisées ci-dessus concernant les moyens d'information de l'exploitant quant à l'issue des opérations de contrôle sur des ESPN en service
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Vos représentants ont, dans la seconde partie de l'inspection, présenté le processus mis en œuvre par l'APAVE pour la formation, l'habilitation et la supervision des intervenants en charge du contrôle des ESPN en service. Les données détaillées par agent n'étant pas accessible depuis vos bureaux sis rue Vaugirard, il a été convenu avec les inspecteurs que ces documents leur seraient adressés a postériori.
Demande B1 : je vous demande de me transmettre une copie des éléments attestant de l'habilitation de Messieurs Bourriez, Tardy et Noilou, ainsi que les attestations de formation correspondant à l'obtention de celles-ci. Pour ces mêmes intervenants, je vous demande de me transmettre les éléments attestant du maintien de leurs compétences pour les domaines d'habilitation concerné.
Demande B2: je vous demande de me transmettre une copie des éléments retraçant toutes les supervisions dont Messieurs Bourriez, Tardy et Noilou, auraient fait l'objet pour l'ensemble des domaines de compétences relatifs aux ESPN pour lesquels ils sont habilités.
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.
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur/Madame la directrice, l'assurance de ma considération distinguée.
## Signé François Colonna
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| FICHE SUIVEUSE | | | | |
|-----------------------------------------------------------------|-----------------------|---------|------------------------------------------------------------|----------------------|
| INSNP-DEP-2012-0936 | | | | |
| Réf. affaire : | Date d'ouverture : | | | |
| Réf courrier départ : | CODEP-DEP-2012-053512 | | | |
| Réf SI-ASN : | | | | |
| Objet : | | | | |
| Destinataire principal : | APAVE SA | | | |
| Annelaure Gauthier | URGENCE pour le : | 0/10/12 | | |
| Rédacteur : | Version | Vu le | Par | Commentaires et avis |
| du | | | | |
| VISAS | F. COLONNA | | | |
| Courner d'origine sous | | | | |
| COMMENTAL | S:\COM-Pilotage | ct | gestion\COM5-Courrier DEP\2012\SIRAD\Annelaure GAUTHIER\En | |
| préparation | | | | |
| Version signée à enregistrer sous Siv2 : | | | | |
| Armoires/07_PROCESS/07_METIERS_-_CONTRÔLE/01_ASN/02_Inspecter/01__Programme
d'inspections.../2012/PINNP-DEP-2012-0951/INSNP-DEP-2012-0936/CODEP-DEP-2012-053512 | | | | |
| Envoyer une copie par mail à JP Longin (cf mail ALG du 4/10/12) | | | | |
| COP
IES | | | | |
| □ A été enregistré dans SI | | | | |
## Fiche Suiveuse
Dialogues X : destinataires pour info. C. responsable du classement.
1, 2… : destinataires pour action.
Indiquer les copses en toutes lettres.
Remettre le courrier dans l'ordre (modulo les absences), aux destinataires pour action, pour info puis en dernier au responsable du classement. |
INSSN-LYO-2011-0106 | AUTORITÉ
DE SÛRETÉ
NUCLÉAIRE
DIVISION DE LYON
N/Réf. :
CODEP-LYO-2011-042968 Lyon, le 1ª août 2011 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du BUGEY
CNPE du BUGEY
BP 60120 01 155 LAGNIEU Cedex Objet :
Contrôle des installations nucléaires de base CNPE du Bugey (INB n° 89) Inspection n° INSSN-LYO-2011-0106 du 20 juillet 2011 Thème : Environnement avec campagne de prélèvements Réf. :
[1] Loi n° 2006-686 du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire, notamment son article 40 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 40 de la loi en référence [1], une inspection a eu lieu le 20 juillet 2011 au CNPE du Bugey sur le thème « Environnement avec campagne de prélèvements ». J'ai l'honneur de vous communiquer 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 du CNPE du Bugey du 20 juillet 2011 a porté sur le thème de l'environnement. En salle, les échanges ont principalement porté sur la gestion des effluents aqueux du site. Sur le terrain, les inspecteurs se sont rendus dans les installations de production de monochloramine, de traitements des déchets pathogènes et des boues issus des tours aéro-réfrigérantes ainsi que dans le bâtiment de stockage des générateurs de vapeur usagés de la tranche 3. Au cours de cette inspection, l'ASN avait mandaté le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) pour effectuer une campagne de prélèvements dans les rejets issus des bâches de stockage d'eaux provenant du circuit primaire (TER) et du circuit secondaire (SXS) ainsi que dans le Rhône en amont et en aval du site.
Il ressort de cette inspection que l'exploitant a une bonne maîtrise de la gestion de ses effluents aqueux et des installations inspectées. Toutefois, des améliorations peuvent être apportées sur la procédure de gestion des rejets d'effluents radioactifs, sur la radioprotection et des réparations doivent être effectuées dans l'installation de traitement des déchets pathogènes issus des tours aéro-réfrigérantes.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Rejets
Les rejets aqueux issus des circuits primaires et secondaires sont traités avant d'être stockés respectivement dans les bâches TER et SXS. Ces bâches sont homogénéisées par brassage avant rejet au milieu naturel. Plusieurs procédures internes au CNPE encadrent les conditions et les spécifications des rejets d'effluents aqueux :
D5110/NPE/10012 indice 0 : Gérer les effluents,
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D5110/NT/08099 indice 2 : Suivre les rejets des effluents liquides et gazeux : circulation des fiches
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EAR,
D5110/NT/09230 indice 0 : Pilotage et gestion des effluents au service conduite,
-
D5110/NT/11028 indice 0 : Organisation de la gestion des rejets radioactifs liquides et gazeux au
-
sein du service conduite.
La procédure D5110/NT/11028 définit les conditions nécessaires au rejet simultané de plusieurs bâches. Son paragraphe 3.3.1 précise « Pour éviter la contamination des bâches 0 SXS ou 9 SXS, il est prescrit d'effectuer les rejets liquides (SXS, TER, TEO) conformément au digramme en annexe 2 ». Cette annexe n'autorise pas le rejet simultané d'une bâche TER et d'une bâche SXS. Or, les enregistrements a posteriori des rejets liquides du 14 juillet 2011 consultés par les inspecteurs montrent qu'une bâche TER et deux bâches SXS ont été rejetées simultanément dans le Rhône à cette date. Les explications fournies aux inspecteurs pour justifier que ce rejet simultané de trois bâches ne porte pas atteinte au milieu naturel et à la sécurité des installations portent principalement sur deux points.
D'une part, en cas de rejet simultané de bâches SXS et d'une bâche TER, une activité volumique inférieure à 400 Bq/1 dans les bâches SXS serait suffisante pour garantir une activité volumique ajoutée male de 92,5 Bq/l dans le Rhône dès lors que son débit est supérieur à 130 m³/s. D'autre part, le changement des clapets anti-retour sur les lignages des bâches SXS permet désormais d'éviter toute contamination des bâches SXS par les bâches TER.
Pour le cas particulier du 14 juillet 2011, un calcul aurait été effectué pour déterminer que le rejet simultané des trois cuves n'entraînait pas une activité volumique ajoutée supérieure à 92,5 Bq/l dans le Rhône. Toutefois, les inspecteurs n'ont pas pu consulter un enregistrement détaillé de ce calcul.
L'article 10 de l'arrêté du 10 août 1984 relatif à la qualité de l'exploitation des installations nucléaires de base précise que : « Pour chaque activité concernée par la qualité, les documents suivants sont établis et, de façon appropriée, tenus à jour et utilisés :
(…)
b) descriptions préalables des exigences définies, des conditions d'exécution et de contrôle et des conditions de traitement des anomalies ou incidents, c) compte-rendu du déroulement de cette activité permettant de connaître et de caractériser suffisamment les conditions de son exécution et de son contrôle ainsi que ses résultats ».
Demande A1 : En application de l'article 10-b) de l'arrêté du 10 août 1984 susmentionné, je vous demande de respecter votre procédure D5110/NT/11028. En cas de révision, je vous demande d'encadrer le rejet simultané de plusieurs bâches afin de garantir que l'activité volumique ajoutée dans le milieu naturel est inférieure à 92,5 Bq/l.
Les fiches EAR (Echantillonage - Analyse et Rejet) ont pour objectif de vérifier que les effluents sont conformes aux spécifications de rejets avant leur libération dans le Rhône. Elles fixent notamment le débit maximum de rejet en fonction du débit du Rhône. Elles constituent également un enregistrement sur les conditions réelles des opérations de rejet. A ce titre, le débit du Rhône au moment du rejet y est tracé. En revanche, les inspecteurs ont constaté que le débit réel du rejet n'est pas mentionné dans ces fiches EAR. Ils n'ont donc pas pu vérifier que les débits réels des rejets n'avaient pas dépassé le débit maximum spécifié sur la fiche EAR.
Demande A2 : En application de l'article 10-c) de l'arrêté du 10 août 1984 susmentionné, je vous demande de tracer le débit réel des rejets afin de vérifier qu'il est bien conforme aux conditions définies sur la fiche EAR et, notamment, qu'il ne dépasse pas le débit maximum fixé.
## Radioprotection
Pour effectuer le prélèvement sur la bâche contenant des effluents issus du circuit primaire (TER), les inspecteurs se sont rendus dans le local E230 qui contient les pompes de brassage et les points de prélèvements des cuves. Il est classé zone contrôlée verte avec un risque de contamination. Pour y entrer, le port de sur-chaussures est obligatoire. Un contrôleur « main-pieds » est à disposition en sortie.
Les inspecteurs ont constaté que le saut de zone n'est pas clairement matérialisé à l'entrée de ce local et que le risque de dispersion de la contamination doit être davantage maîtrisé. Par exemple, le port de gants n'est pas obligatoire, ce qui pourrait entraîner une dispersion de contamination lors du retrait des sur-chaussures. Demande A3 : Je vous demande d'améliorer la matérialisation du saut de zone lors de l'entrée dans le local E230 et de revoir les mesures permettant de limiter la dispersion d'une éventuelle contamination de ce local vers l'extérieur conformément à l'arrêté du 15 mai 2006 relatif aux conditions de délimitation et de signalisation des zones surveillées et contrôlées.
Pour l'entrée en zone contrôlée du local E230, les inspecteurs ont été équipés d'un dosimètre opérationnel de la borne située dans le local « Poste P3 ». Au cours de l'inspection, un des dosimètres opérationnels (référence : 4366-2PF AF) est passé en position « OFF ». L'article R.4451-67 du code du travail stipule que : « Tout travailleur appelé à exécuter une opération en zone contrôlée (…) fait l'objet, du fait de l'exposition externe, d'un suivi par dosimétrie opérationnelle ».
Demande A4 : En application de l'article R.4451-67 du code du travail, je vous demande de faire réviser le dosimètre opérationnel numéroté 4366-2PF AF et de vérifier si d'autres dosimètres de la borne située dans le local « Poste P3 » sont susceptibles de connaître la même défaillance.
## Installation Des Traitement Des Déchets Pathogènes Des Tours Aéro-Réfrigérantes
Les déchets pathogènes issus des tours aéro-réfrigérantes sont immergés dans un bain d'eau afin de les porter à une température de 70°C à cœur pendant 10 minutes. La ventilation du bâtiment de traitement de ces déchets pathogènes est conçue pour éviter une contamination de la « zone propre » (sortie des déchets) par la « zone sale » (entrée des déchets). L'air passe d'abord dans la « zone propre » puis dans la « zone sale » avant d'être filtré avant rejet à l'extérieur. Les inspecteurs ont constaté que l'installation était à l'arrêt car une porte du bâtiment ne ferme plus, ce qui perturbe le bon écoulement de l'air dans le bâtiment. Ce dysfonctionnement est susceptible d'entraîner une contamination de la zone propre par la zone sale.
Les dispositions relatives à la dépression et à la circulation de l'air de cette installation sont encadrées par l'arrêté ministériel du 12 septembre 2006 relatif au traitement des déchets pathogènes des tours aéro-réfrigérantes et des circuits de refroidissement en eau brute du CNPE du Bugey.
Demande A5 : Je vous demande de remettre en état la porte d'entrée du bâtiment située du coté de la « zone sale » afin de respecter la prescription de dépression et de circulation d'air dans le local de traitement des déchets pathogènes issus des aéro-réfrigérants telle qu'elle vous est imposée par l'article 5 de l'arrêté ministériel susmentionné. Les inspecteurs ont également remarqué qu'un des deux rails de guidage des cages de déchets à traiter au dessus des bains est désolidarisé de ses supports et donc hors d'usage.
Demande A6 : Je vous demande de remettre en état les rails de guidage des cages au dessus des bains de traitement avant tout redémarrage de l'installation.
## Installation De Production De Monochloramine
Pour éviter la prolifération d'amibes et de légionnelles dans les tours aéro-réfrigérantes du CNPE, de la monochloramine est injectée dans le circuit d'eau. La monochloramine est produite sur site à partir d'eau de javel et de solution ammoniacale. Les réservoirs de stockage de ces produits sont situés sur rétention à l'extérieur du bâtiment de production. En cas de fuite du réservoir de la solution ammoniacale, un nuage toxique de gaz ammoniac pourrait se développer. Afin de limiter le développement de ce nuage, la rétention située sous le réservoir est remplie d'environ 20 centimètres d'eau pour diluer rapidement la solution en cas de fuite dans la rétention. Le niveau d'eau est fixé à 20 centimètres dans la rétention mais il varie dans le temps en fonction de la pluviométrie et des vidanges. Les inspecteurs ont noté que ce niveau est aujourd'hui vérifié visuellement.
Demande A7 : Je vous demande de fiabiliser le système de mesure du niveau d'eau dans la rétention située sous les réservoirs de solution ammoniacale de la station de production de monochloramine.
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## B. Compléments D'Information Mesure De Température Dans Le Rhône À L'Aval Du Site
L'arrêté préfectoral du 18 décembre 1995 portant autorisation de prises et rejets d'eau précise en son article 4-6) que : « L'échauffement des eaux du Rhône sera limité à 5,5°C du 1ª juillet au 15 septembre et à 7,5°C le restant de l'année » et vous autorise à suivre l'échauffement du Rhône par calcul. Il a été confirmé aux inspecteurs que la température de l'eau du Rhône est mesurée à l'amont du site.
En revanche, la température de l'eau du Rhône à l'aval du site est estimée par calcul à partir des débits et température du fleuve et des rejets mais ce paramètre n'est actuellement pas mesuré dans le Rhône à l'aval du site. Même si cette situation est règlementairement acceptable, les inspecteurs souhaitent que, dans le cadre du dossier d'autorisation de rejet et prélèvement dans l'eau (DARPE) qui doit être déposé prochainement, le CNPE étudie la possibilité de mesurer l'échauffement du Rhône par des mesures en direct en plus du calcul.
Demande B1: Je vous demande de fournir à la division de Lyon de l'ASN les éléments justificatifs sur la possibilité et l'intérêt de disposer d'une mesure de la température réelle du Rhône réelle plutôt que d'une mesure par calcul à l'aval du CNPE.
## Bâtiment De Stockage Des Générateurs De Vapeur Usagés De La Tranche 3
Les générateurs de vapeur usagés de la tranche 3 sont entreposés dans un bâtiment spécifique. Un léger écoulement d'eau a été constaté sur un de ces générateurs. Cet écoulement pourrait être dû au perçage d'une baudruche d'eau placée derrière les bouchons soudés sur les ouvertures de l'équipement.
Une expertise du Centre d'ingénierie du parc nucléaire (CIPN) est en cours et devrait être rendue dans les prochains jours. Un plan d'actions devrait alors être mis en place Demande B2 : Je vous demande de transmettre à la division de Lyon de l'ASN sous un mois l'expertise du CIPN et le plan d'actions arrêté suite à ces conclusions.
## Installation Des Traitement Des Déchets Pathogènes
Les inspecteurs ont voulu vérifier les documents attestant du contrôle de l'efficacité des filtres d'air situés coté « zone sale » de l'installation de traitement des déchets pathogènes mais ces éléments n'étaient pas disponibles sur place le jour de l'inspection. Demande B3 : Je vous demande de transmettre à la division de Lyon de l'ASN les documents attestant du contrôle de l'efficacité des filtres d'air de l'installation de traitement des déchets pathogènes pour la période du premier semestre 2011.
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## C. Observations
Néant Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces demandes d'actions correctives et ces demandes de compléments d'information dans un délai qui n'excédera pas deux mois, suf mention contraire.
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.
Pour le Président de l'ASN et par délégation, Le chef de la division de Lyon, Signé par :
Grégoire DEYIRMENDJIAN |
INSSN-STR-2012-0168 | AUTORITÉ
DE SÛRETÉ
NUCLÉAIRE
DIVISION DE STRASBOURG
Strasbourg, le 29 novembre 2012 N/Réf. : CODEP-STR-2012-062593 N/Réf. dossier : INSSN-STR-2012-0168 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Fessenheim BP n°15 68740 FESSENHEIM
Contrôle des installations nucléaires de base Objet :
CNPE de Fessenheim Inspection du 15/11/2012 Thème : Rigueur de l'exploitation 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. 596-1 du code de l'environnement, une inspection courante a eu lieu le 15/11/2012 au centre nucléaire de production d'électricité de Fessenheim sur le thème «Rigueur de l'exploitation». Suite aux 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 du 15/11/2012 portait sur le thème « rigueur de l'exploitation ». Cette inspection avait pour objectif plus précisément de s'assurer de la réalisation effective des demandes de l'ASN et des engagements pris par l'exploitant suites à des inspections et des événements significatifs.
Les inspecteurs ont vérifié le traitement de plus de quarante engagements en examinant les dossiers concernés et les justificatifs. L'impression générale concernant le respect des engagements est globalement satisfaisante, l'exploitant ayant respecté l'ensemble des engagements examinés.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Pas de demande d'action corrective.
## B. Compléments D'Information
Dans le cadre des suites données à l'inspection INS-2010-EDFFSH-0023 du 8/09/2012, vous avez indiqué que les écarts avérés au référentiel de sûreté seront intégrés, une fois caractérisés, dans la prochaine mise à jour d'une note rédigée par votre ingénierie nationale. Les inspecteurs ont examiné le travail réalisé sur la caractérisation de ces écarts et vérifié le report des corrections apportées dans votre outil de programmation Sygma. Cet examen n'a pas révélé d'écart. Toutefois, la mise à jour de la note EMESN070204 ind. A n'a pu être présentée au inspecteurs.
Demande n°B.1 : Je vous demande de me transmettre la mise à jour de la note d'exigences de matériel de sûreté à l'état VD3 référencée EMESN070204 ind. A
Dans le cadre des suites données à l'inspection INS-2010-EDFFSH-0018 du 19/05/2010, vous avez indiqué qu'à l'issue de la revue de direction des MTI (Modification Temporaire de l'Installation), vous communiqueriez un bilan de l'avancement du plan de résorption des MTI après chaque revue annuelle jusqu'à résorption de 60% des 95 MTI identifiées au 30/09/2010. Cet examen n'a pas révélé d'écart, 65% de ces MTI avaient été déposées au jour de l'inspection.
Le dernier état d'avancement examiné par les inspecteurs, daté du 15/10/12, mentionne la présence de 64 MTI à ce jour. Parmi ces dernières figure une trentaine de nouvelles MTI, posées parallèlement à la résorption continue de MTI concernées par l'engagement l'inspection INS-2010-EDFFSH-0018 du 19/05/2010.
Demande n°B.2 : Je vous demande de me transmettre le bilan de l'avancement du plan de résorption de l'ensemble des MTI après la revue annuelle 2012.
Dans le cadre des suites des inspections de chantier INSSN-STR-2011-0254 des 27/07, 24/08 et 13/10/2011, les inspecteurs ont vérifié la mise à jour des fiches de charge calorifique ainsi que le planning de contrôle des aires grillagées. Le tableau des suivis des aires grillagées effectués trimestriellement par les métiers et annuellement par votre service SPS indique plusieurs constats d'écart.
Demande n°B.3 : Je vous demande de me transmettre un récapitulatif des actions correctives entreprises en cas de détection d'écart dans votre outil de suivi des aires grillagées.
Les inspecteurs ont vérifié le respect de quatre actions correctives entreprises suite à l'événement du 4 février 2012 référencé ESINB-STR-2012-0109 « Fonctionnement sans débit nul (dû au gel de la tuyauterie) et sans exutoire de la 2 ASG001 P0 ». L'examen de trois d'entre elles s'est révélé satisfaisant. La quatrième action corrective visait à mettre à jour le guide d'aide à la rédaction d'analyse de risques (ADR) afin d'y intégrer le risque de gel. Cette action corrective s'est révélée a posteriori non pertinente, le guide ADR
identifiant déjà le gel comme risque à prendre en compte au jour de l'événement. Cet événement révèle un défaut d'appropriation du guide par les métiers. Vous avez indiqué qu'un Groupe de Travail a été mis en place pour réfléchir à améliorer l'analyse de risque et son appropriation par les personnes concernées. Demande n°B.4 : Je vous demande de m'indiquer la date prévisionnelle de restitution des réflexions du Groupe de Travail ADR et de m'en transmettre la synthèse.
Pas d'observation.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui ne dépassera pas deux mois. Je vous demande de bien vouloir identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, l'échéance de sa réalisation. Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération.
Pour le Président de l'ASN et par délégation, le chef de la division de Strasbourg
## Signé Par
Florien KRAFT |
INSSN-OLS-2011-0846 | AUTORITÉ
DE SÛRETÉ
NUCLÉAIRE
DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2011-059431 Orléans, le 24 octobre 2011 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°107-132 Inspection n°INSSN-OLS-2011-0846 des 21 et 22 septembre 2011
« Respect du référentiel de sûreté au regard des agressions externes - inondation, séisme, perturbation de la source froide - et respect du référentiel relatif aux situations d'urgence, dans le contexte de l'accident nucléaire de Fukushima »
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue à l'article 40 de la loi n° 2006-686 du 13 juin 2006, une inspection renforcée a eu lieu les 21 et 22 septembre 2011 au CNPE de Chinon sur le thème « Respect du référentiel de sûreté au regard des agressions externes
- inondation, séisme, perturbation de la source froide - et respect du référentiel relatif aux situations d'urgence, dans le contexte de l'accident nucléaire de Fukushima ».
Suite aux 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'Autorité de sûreté nucléaire a engagé en 2011 une campagne d'inspections ciblées sur le premier retour d'expérience de l'accident de Fukushima. Les inspections ciblées ont pour but de contrôler la conformité des installations au référentiel existant vis-à-vis de la gestion des situations d'urgence et des risques de séisme, d'inondation et de perte de la source froide. Ces inspections ciblées sont réalisées en supplément des évaluations complémentaires de sûreté prescrites par l'ASN
à EDF par la décision n°2011-DC-0213 de l'ASN. Les investigations des inspecteurs suivent une trame préétablie et commune à toutes les installations contrôlées. En outre, cette inspection a été l'occasion de revenir sur certaines réponses aux demandes faites par l'ASN suite aux précédentes inspections sur les thèmes précités et notamment de vérifier la réalisation des actions prévues par l'exploitant.
Pour le CNPE de Chinon, l'inspection des 21 et 22 septembre 2011 a concerné surtout les thèmes « séisme », « inondation » et « refroidissement et source froide ». Le thème des situations d'urgence a été plus succinctement abordé. Deux membres de la Commission locale d'information ont assisté aux échanges entre l'exploitant et les inspecteurs et ont accompagné ceux-ci au cours des visites de terrain.
L'organisation pour prévenir l'inondation de l'îlot nucléaire et pour gérer une crue de la Loire affectant le site nucléaire, notamment sa prise d'eau en Loire est assez satisfaisante. Les inspecteurs estiment cependant que l'envergure des exercices « inondation » mériterait d'être élargie (par exemple en impliquant plusieurs réacteurs).
La prévention des conséquences d'un séisme et l'organisation en cas de survenue d'un tel événement est apparue un peu plus fragile, notamment au niveau documentaire et en ce qui concerne la prévention de l'agression des éléments importants pour la sûreté par d'autres objets.
Pendant l'inspection, un arrêt d'urgence du réacteur n°1 consécutif à une indisponibilité transitoire d'une chaîne de mesure neutronique, n'a pas permis aux inspecteurs de mobiliser l'équipe de conduite de ce réacteur afin de tester la consigne utilisée en cas de déclenchement des alarmes associées à une détection de mouvement sismique.
Les inspecteurs considèrent que l'exploitant gère de manière satisfaisante la source froide, laquelle comprend la prise d'eau en Loire, le canal d'amenée de l'eau aux stations de pompage et ces dernières. La configuration de la prise d'eau de ce site nucléaire est assez particulière et justifie des équipements spécifiques complémentaires (pertuis, pompes de secours, possibilité de mise en place d'enrochements dans le lit du fleuve en cas d'étiage sévère). L'exploitant réalise actuellement d'importants travaux de rénovation et d'optimisation de la prise d'eau en Loire. Au cours de l'été 2011, l'exploitant a du gérer un phénomène nouveau, lié à une forte colonisation du canal par des plantes aquatiques.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Du Risque D'Inondation
Au niveau - 8,50 m du bâtiment combustible (BK) du réacteur n°3, des infiltrations modérées résultent d'une inétanchéité de deux trémies destinées au passage de câbles électriques. Vous avez indiqué que ces dernières ne participent pas à la "protection volumétrique" qui protège l'îlot nucléaire contre les inondations. Une fuite existe aussi au niveau 0 m ou au niveau immédiatement inférieur de la station de pompage voie B des réacteurs n°1 et 2. Une demande d'intervention pour réparation aurait été émise.
Demande A1 : je vous demande de me confirmer ou de me préciser la situation au regard de la protection volumétrique des ouvertures impliquées dans ces fuites, l'origine de
## L'Eau Qui S'Écoule Et Les Délais De Réparation.
Vous avez présenté les exercices réalisés pour tester les moyens mobiles de pompage en cas d'inondation. D'autres exercices sur ce thème ont eu lieu dans le passé, par exemple en 2000. Il ne semble pas que des exercices récents aient permis de tester l'ensemble de l'organisation et les moyens mis en place en cas d'inondation importante (telle que celle prise pour hypothèse à la mise en place de cette organisation et à la détermination des moyens).
Demande A2 : je vous demande de programmer un cycle d'exercices permettant, à son terme, de tester l'ensemble de l'organisation et les moyens mis en œuvre en situation d'inondation.
S
## Gestion Du Risque Sismique
Le jour de l'inspection, les agents de la conduite du réacteur n°1 étaient mobilisés à la suite d'un arrêt d'urgence consécutif à l'indisponibilité d'une chaîne de mesure neutronique. De ce fait, l'exercice prévu par les inspecteurs pour tester la consigne à suivre après déclenchement des alarmes de surveillnce sismique (alarme 1 EAU 001 AA) n'a pu être réalisé. Le retour d'expérience des inspections sur les autres centrales de la région Centre montre généralement que les agents méconnaissent cette consigne. Les inspecteurs ont d'ailleurs constaté que vous n'avez pas mis en place des exercices périodiques pour vérifier la bonne application de cette consigne.
Demande A3 : je vous demande d'établir un programme d'exercices visant à entraîner les agents de conduite à l'exploitation de la baie EAU et du déroulement de la consigne EAU.
Les inspecteurs ont constaté que la consigne à appliquer en cas de séisme (portant la référence ES EAUG0041508 ind. B) de mise à l'état sûr du réacteur porte des annotations manuscrites.
Demande A4: je vous demande de mettre à jour le mode opératoire ES
EAUG00415508 en tenant compte du retour d'expérience d'utilisation de cette consigne sur d'autres sites.
## S
A ce jour, vous n'avez pas estimé nécessaire de lister les installations à vérifier après un événement sismique. Vous avez indiqué que les alarmes indiquent l'indisponibilité des matériels importants pour la sûreté (IPS). S'appuyer uniquement sur les moyens de surveillance en salle de commandes ne peut suffire pour établir un diagnostic exhaustif des matériels ou équipements IPS
après un séisme. Un tel diagnostic doit porter sur la situation constatée immédiatement après le séisme mais également sur la capacité des installations à amener le réacteur dans un état sûr et/ou à fonctionner à long terme. Un tel diagnostic doit ainsi être construit sur un contrôle in situ des matériels. La liste de ces équipements importants pour la sûreté et leur contrôle doit être, en conséquence, établie au titre de l'arrêté du 10 août 1984 relatif à la qualité de conception, de la construction et de l'exploitation des installations nucléaires de base.
Demande A5 : je vous demande d'établir une liste des matériels ou équipements à contrôler après un séisme, qui tient compte de l'état standard du réacteur au moment du séisme. Ce document portant sur la gestion d'équipement important pour la sûreté sera établi conformément aux exigences de l'arrêté du 10 août 1984.
## B. Demandes De Compléments D'Information Gestion Du Risque D'Inondation
Les huit pompes mobiles utilisables en cas d'inondation des niveaux inférieurs des batiments combustible (BK) et électrique (BL) ne font pas l'objet d'essais périodiques au motif que le constructeur ne le préconise pas. Les inspecteurs n'ont pas pu consulter les documents du constructeur faisant état, explicitement ou implicitement de ce thème. Vous avez indiqué que vous n'excluez pas néanmoins de procéder à de tels essais périodiques.
Demande B1 : je vous demande de me confirmer le bon fonctionnement de ces pompes mobiles et de justifier les modalités de leur fiabilisation. A priori, cette justification doit être obtenue par des essais périodiques dont certains mettront en œuvre le linéaire de tuyaux maximal susceptible d'être requis.
Demande B2 : je vous demande de justifier qu'en situation de PUI, quelles que soient les circonstances (pertes des alimentations extérieures notamment), vous disposerez des alimentations électriques permettant la mise en service de ces pompes.
## Gestion Du Risque Sismique
Au cours de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté la présence de matériels
(éléments d'échafaudage, escabeau…) dans la station de pompage de la voie A des réacteurs n°1 et 2 et dans les niveaux inférieurs du bâtiment combustible du réacteur n°3 dont la caractérisation au regard de la problématique « agresseur/agressé » n'est pas apparue satisfaisante.
Demande B3 : je vous demande de me présenter les actions que vous avez retenues pour vous assurer de la prise en compte du risque d'agression d'éléments importants pour la sûreté par d'autres matériels en cas de survenue d'un séisme tant pendant des interventions ponctuelles qu'en situation normale (hors intervention).
Demande B4 : je vous demande de me transmettre l'analyse de risque liée au chantier qui s'est déroulé dans la station de pompage de la voie A des réacteurs n°1 et 2.
## &
En réponse à la demande B1 suite à l'inspection du 10 septembre 2008, vous avez donné des informations sur le risque de liquéfaction des sols après séisme et pouvant affecter vos installations. Il apparaît que votre argumentaire mérite d'être complété par la prise en compte de considérations plus précises, incluant notamment la teneur en eau et les caractéristiques rhéologiques des sols susceptibles de liquéfaction. Par ailleurs, le risque de liquéfaction semble avoir été examiné seulement pour les éléments de l'îlot nucléaire, il conviendrait alors de considérer ce risque pour les digues, les vies d'accès, les supports des lignes électriques alimentant le site, y compris le poste de raccordement.
Demande B5: je vous demande de compléter votre expertise sur le risque de liquéfaction des sols susceptibles d'affecter des éléments d'installations importants pour la sureté et de compléter le rapport de sûreté sur ce thème à l'occasion de sa prochaine révision. Il convient de démontrer que la présence d'eau dans les remblais et sols meubles sur lesquels sont fondées les installations précitées ne confère pas à ceux-ci des propriétés mécaniques conduisant à leur liquéfaction sous sollicitation sismique.
## & Source Froide
Le canal d'amenée d'eau aux stations de pompage a été colonisé par des plantes aquatiques au cours de l'été 2011. Vous avez présenté aux inspecteurs les dispositions que vous aviez mises en œuvre afin de procéder au retrait de ces plantes.
Demande B6 : je vous demande de me transmettre l'analyse de cet événement en terme d'impact sur la fonction de refroidissement et, le cas échéant, de me préciser les mesures que vous allez prendre pour maîtriser ce phénomène.
## &
Vous avez indiqué aux inspecteurs que vous n'avez pas de relation avec les organismes en mesure de transmettre des informations sur la présence sur ou dans le fleuve, de substances inhabituelles pouvant perturber les stations de pompage.
Demande B7 : je vous demande d'examiner l'intérêt et la possibilité d'être alerté par des services ou organismes compétents, dans le cadre d'une convention à établir, d'une arrivée de substances inhabituelles susceptibles de colmater la source froide.
## S
Au cours de l'inspection, l'intérêt de disposer d'une prévision de température de l'eau de Loire, par exemple pour anticiper l'apparition du frasil, a été évoqué.
Demande B8 : je vous demande d'examiner avec vos services centraux d'ingénierie compétents, l'intérêt pour la centrale de Chinon de disposer d'une prévision de température de Loire, par exemple pour mieux anticiper la formation du frasil voire un embâcle.
## &
En période d'étiage sévère, l'alimentation des stations de pompage peut être consolidée par la mise en place d'un seuil en enrochements dans le fleuve. A cet effet, vous avez passé un contrat avec une entreprise qui, selon vos indications, dispose d'une expérience dans les travaux dans le lit de la Loire.
Demande B9 : je vous demande de me préciser si le contrat liant le CNPE et son prestataire pour mettre en place les enrochements dans le lit de la Loire, en situation d'étiage sévère, mentionne le délai pour réaliser l'opération à compter de la demande d'intervention.
# Demande B10 : Je Vous Demande De M'Indiquer Si La Capacité Du Prestataire À Installer Ces Enrochements Dans Le Délai Requis A Été Vérifiée.
S
## C Observations
C1 : les inspecteurs ont noté que vous n'utilisez pas la base de données SEVENNES relative aux couples "agresseurs-agressés" gérée par le service d'ingénierie CIPN.
C2 : les inspecteurs ont noté que la DT 222 relative au colmatage des stations de pompage et aux parades à mettre en place doit être étendue aux CNPE autres qu'en bord de mer.
C3 : les inspecteurs ont noté que vous allez mettre en place une règle d'essai ou un programme de maintenance des équipements de prévention ou de détection des dysfonctionnements de la source froide.
C4 : les inspecteur ont noté que les pompes Le-Du (spécifiques du CNPE de Chinon)
permettant d'alimenter en eau le canal d'amenée de l'eau vers les stations de pompage, lorsque les galeries amont du canal et le pertuis de secours ne sont plus opérationnelles, ne disposent pas d'une alimentation électrique de secours.
S
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois (par défaut) / date précise. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, 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 considération distinguée.
Pour le Président de l'ASN et par délégation, Le Chef de la Division d'Orléans Signé par : Fabien SCHILZ |
INSSN-OLS-2011-0598 | AUTORITÉ
DE SÛRETÉ
NUCLÉAIRE
DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2011-055281 Orléans, le 30 septembre 2011 Monsieur le Directeur du Centre d'Etudes Commissariat à l'énergie atomique 91191 GIF SUR YVETTE Cedex OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Centre du CEA de Saclay - INB n°72 Inspection n°INSSN-OLS-2011-0598 du 20 septembre 2011
« CEP, maintenance, travaux, manutention, vieillissement »
Monsieur le Directeur, Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue à l'article 40 de la loi n° 2006-686 du 13 juin 2006, le centre du CEA de Saclay a fait l'objet d'une inspection courante le 20 septembre 2011 au sein de l'installation nucléaire de base (INB) n°72, sur le thème « CEP,
maintenance, travaux, manutention, vieillissement ».
A 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 du 20 septembre 2011 avait pour objectif d'examiner l'organisation mise en place pour la planification et le suivi des contrôles et essais périodiques (CEP) et des opérations de mance mentionnés dans les règles générales d'exploitation (RGE) de l'INB n°72.
Les inspecteurs ont ainsi consulté les différents outils de planification et de suivi de ces contrôles dont le principal responsable est le groupe de maintenance mutualisé (GMM) qui agit pour le compte du chef d'INB.
Ils ont noté que des réflexions étaient en cours pour améliorer cette traçabilité notamment en matière de suivi des actions correctives à mener à la suite d'écarts déclarés par l'exploitant ou de contrôles présentant des non-conformités.
Is ont également relevé l'existence d'une coordination effective entre le GMM et son prestataire direct ainsi qu'entre le GMM et l'exploitant.
ww.asn.fr 6, rue Charles de Coulomb - 45077 Orléans cedex 2 Téléphone 02 36 17 43 90 - Fax 02 38 66 95 45 Il est à souligner que des réunions de revue des CEP viennent d'être mises en place, la première datant de septembre 2011. Cette disposition s'inscrit dans une démarche d'amélioration de la gestion et du suivi des CEP.
En revanche, l'examen, par sondage, de la mise en œuvre effective des CEP et des opérations de maintenance a fait apparaître quelques faiblesses. En effet, la justification de l'absence de contrôles pour certains équipements n'est pas tracée, le suivi des éventuelles observations mentionnées dans les procès verbaux de contrôle n'a pas pu être démontré et certains modes opératoires sont à réviser.
Par ailleurs, le non respect du délai de réalisation d'un CEP a fait l'objet d'un constat d'écart notable le jour de l'inspection. Il s'avère par ailleurs que cet écart a été détecté lors de la réunion de revue des CEP effectuée en septembre et n'a pas fait l'objet, de la part de l'exploitant, d'une déclaration d'évènement significatif auprès de l'ASN conformément aux exigences réglementaires en vigueur.
## A. Demandes D'Actions Correctives Barrières Mobiles De Rétention Des Eaux D'Incendie
Le chapitre 7 des règles générales d'exploitation (RGE) de l'installation prévoit un contrôle visuel annuel des barrières mobiles de rétention des eaux d'incendie. Celles-ci ont été qualifiées en février 2010 et auraient dû faire l'objet d'un nouveau contrôle en février 2011. Cet écart a été mis en évidence lors de la réunion de revue des CEP qui a eu lieu le 12 septembre et a fait l'objet de l'ouverture d'une fiche d'écart. Cependant, il n'a pas fait l'objet d'une déclaration d'évènement significatif auprès de l'ASN conformément aux exigences réglementaires en vigueur. Cette situation n'est pas acceptable et a fait l'objet d'un constat d'écart notable le jour de l'inspection. De plus, le mode opératoire associé à ce contrôle n'existe pas et aucune action corrective dont la réalisation d'un contrôle dans les plus brefs délais n'a été identifiée dans la fiche d'écart correspondante.
Je note par ailleurs qu'à la suite de cette inspection, l'exploitant a déclaré, par télécopie du 21 septembre 2011, un évènement significatif impliquant la sûreté et s'est engagé à réaliser le contrôle correspondant sous 15 jours.
Demande A1 : Vous vous attacherez à respecter le délai de 15 jours stipulé dans votre télécopie du 21 septembre. Vous me transmettrez les résultats de ce contrôle ainsi que le mode opératoire associé sous un mois. Je vous demande, par ailleurs, de préciser dans le compte rendu d'évènement significatif les actions retenues pour éviter le renouvellement d'un tel évènement. Je vous rappelle par ailleurs que tout écart constaté ayant eu ou pouvant avoir des conséquences notables pour la sûreté de l'installation doit être déclaré à l'ASN dans les plus brefs délais.
A la suite de la découverte d'eau dans la rétention des cuves 116A, des actions correctives ont été mises en œuvre. L'une de ces actions consiste à vérifier le volume disponible dans les cuves d'effluents douteux au niveau du cadrant à aiguilles situé dans le local technique lors de chaque gâchée de béton ou de mortier. Le mode opératoire correspondant ainsi que les grilles de vérifications associées ne précisent aucun critère quantitatif de volume à respecter.
Demande A2 : je vous demande de définir, dans vos documents opérationnels, un critère de vérification du volume disponible dans les cuves 116A.
Une étude de faisabilité du report en salle de commande des informations liées à l'état des vannes pneumatiques présentes dans les cuves 116 A a été lancée. De même, une demande de devis a été formulée afin de changer les vannes actuelles ou de les équiper de fin de course.
Demande A3 : je vous demande de préciser, dans votre courrier de réponse à la lettre de suites de l'inspection du 7 juillet 2011 ou dans votre réponse au présent courrier, les actions correctives retenues en précisant leurs échéances de réalisation.
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## Murs De Construction Du Bâtiment 116
Les techniciens du groupe « exploitation » effectuent un premier contrôle visuel de l'état de conservation des blocs de déchets radioactifs. Un compte rendu de cette surveillance visuelle identifiant et localisant notamment les dégradations observées et leur évolution est transmis à l'équipe interne de l'INB n°72 du Service de Protection contre les Rayonnements (SPR) afin qu'elle réalise un contrôle radiologique (contrôle de non contamination et mesure du débit de dose) des blocs défectueux. En fonction de l'importance de la dégradation (classement des fissures selon trois types), l'exploitant procède à sa réparation.
Dans le dernier PV de contrôle, il est apparu que le bloc 32 C (vue ouest / mur central)
présente une fissure de type 3 pour laquelle une réparation doit être effectuée. L'exploitant a précisé aux inspecteurs qu'une réflexion était en cours pour statuer sur la mise en œuvre de cette réparation au regard du débit de dose conséquent à proximité du bloc.
Par ailleurs, il s'avère que certains blocs font l'objet d'un seul voire d'aucun contrôle de non contamination ou d'état de conservation prévu au chapitre 7 des RGE en raison notamment de leur difficulté d'accès. La justification de l'absence de réalisation de ce CEP pour certains blocs n'est pas tracée.
Demande A4 : je vous demande de justifier de la réalisation d'un contrôle partiel ou de l'absence de contrôle pour chacun des blocs concernés vis-à-vis notamment du confinement des matières radioactives. Concernant le traitement de la dégradation du bloc 32C, vous me transmettrez l'analyse menée. Dans le cas où celle-ci vous conduirez à ne pas procéder à sa réparation, vous m'indiquerez les perspectives de traitement de cette anomalie.
Les actions « réaliser des frottis sur l'enveloppe extérieure du château et sur les parties accessibles » et « contrôler les frottis avec une sonde βγ et une sonde α » détaillées dans les grilles de vérifications des châteaux A et B renseignées par le prestataire « direct » n'ont pas été réalisées. Ces actions sont en réalité effectuées par le SPR qui utilise les mêmes grilles de vérifications. Certaines actions sont ainsi réalisées deux fois.
De la même manière, le mode opératoire de la maintenance de la chaîne SACHA utilisé date de janvier 2005 or le 3 mai 2010 et le 15 septembre 2011, vous avez procédé à des contrôles complémentaires (maintenance approfondie) en créant un additif au PV de contrôle initial sans que le mode opératoire associé n'ait été mis à jour.
Demande A5 : je vous demande de mettre à jour les documents opératoires utilisés pour le contrôle des emballages de transfert. Je vous demande également de mener une revue de l'ensemble des modes opératoires utilisés dans la réalisation des CEP et opérations de maintenance. Vous me transmettrez les conclusions de cette analyse accompagnée, pour les contrôles le nécessitant, de l'échéance de mise à jour des modes opératoires associés.
Lors d'un contrôle, l'opérateur a signalé à l'ingénieur sécurité une défaillance au niveau du tiroir du château B pouvant présenter un risque sécurité. Il n'a pas été démontré le jour de l'inspection la mise en œuvre d'actions correctives à la suite de cette déclaration qui semble avoir déjà été signalée lors d'une précédente vérification. Des réserves relatives notamment au niveau d'huile du réducteur et du renvoi d'angles et à l'intensité moteur ont été relevées. Les suites données à ces réserves n'ont pas pu être précisées.
Demande A6 : je vous demande d'engager les actions nécessaires pour répondre à ces anomalies et de mettre en place, de manière générale, une organisation permettant le suivi et le traitement des anomalies détectées au cours des CEP.
S
## B. Demandes De Compléments D'Information Entreposage Des Fûts Dans Les Puits Du Bâtiment 114
L'activité du fût n°442 mentionnée dans le bilan annuel de sûreté de 2009 est supérieure à l'activité maximale autorisée. En effet, cette activité est de 201 TBq alors que l'activité maximale des colis de déchets pouvant être entreposés dans le bâtiment 114 et autorisée par la décision de l'ASN
n°2010-DC-0194 du 22 juillet 2010 est de 185 TBq.
Lors d'un précédent échange avec l'ASN à l'occasion de la transmission du bilan de sûreté de 2009, vous avez précisé que la FRT (Fiche de Renseignement Technique) initiale d'entrée dans l'INB n°72 indiquait une valeur inférieure à 185 TBq mais que sa dernière mesure et l'activité déduite via la fonction de transfert utilisée aboutissaient bien à 201 TBq. Vous avez alors indiqué qu'il s'agissait de rester prudent sur l'exactitude de cette valeur et que d'autres investigations étaient prévues d'ici peu dans le cadre du projet de reprise des fûts combustibles EPOC.
Le jour de l'inspection, la FRT initiale a été consultée et l'activité mentionnée est bien inférieure à 185 TBq. Vous avez précisé que les calculs étaient actuellement repris pour chaque famille de radioéléments et que le dernier calcul enveloppe effectué conduisait a priori à une activité d'environ 55 TBq. Ces éléments en cours d'étude n'ont pas pu être consultés par les inspecteurs. Je note toutefois que dans le bilan annuel de sûreté de 2010 transmis par courrier du 8 septembre 2011, l'activité en βγ mentionnée pour ce fût est de 179 TBq.
Demande B1 : je vous demande de me préciser les études menées depuis 2009 ainsi que celles à venir pour statuer au plus vite sur l'activité réelle du fût n°442. Vous me transmettrez les premiers résultats dont vous disposez sous un mois et vous vous engagerez sur un échéancier à court terme des études complémentaires à mener.
## S Fûts Métalliques De Sources Radioactives Sans Emploi
Le procès verbal (PV) de contrôle des fûts métalliques contenant des sources radioactives sans emploi mentionne les résultats des contrôles externes de non contamination réalisés pour trois fûts sur quatre. Il a été précisé aux inspecteurs que le contrôle du 4 eme fût (fût D), en cours de remplissage, n'avait pas pu être réalisé. Son contrôle a été re-programmé.
Demande B2 : je vous demande de me transmettre les résultats de ce contrôle.
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## Fût De 60L
L'examen visuel de quelques fûts de 60 litres, classés équipements importants pour la sûreté
(EIS), a révélé la présence d'eau sur leur couvercle. L'exploitant a précisé que cette eau était liée à la condensation de l'air dans les puits. Ce constat fait l'objet d'une simple mention dans la partie
« observations » des PV de contrôle correspondants sans qu'aucune analyse de son origine ne soit tracée.
Demande B3 : je vous demande de me transmettre l'analyse que vous avez faite de ce constat. Vous préciserez l'impact de cette présence d'eau vis-à-vis d'un éventuel risque de corrosion des fûts de déchets radioactifs.
De manière générale, je vous demande de veiller à ce que chacune des observations mentionnées dans les PV de contrôle fassent l'objet d'une analyse tracée. Je vous rappelle à cette occasion que toute opération sur un équipement désigné comme important pour la sureté est une activité concernée par la qualité qui doit répondre aux dispositions notamment de traçabilité de l'arrêté du 10 août 1984.
## Emballages Rd16
Aucune opération de maintenance n'a été effectuée depuis 2007 sur les emballages RD16 détenus par l'INB n°72. Ces équipements font pourtant l'objet d'une Activité Concernée par la Qualité (ACQ) relative à la maintenance définie dans les RGE de l'installation.
La maintenance de ces emballages nécessite que ceux-ci soient vidés or l'arrêt de l'atelier béton en 2007 n'a pas permis de procéder au traitement des fûts de déchets radioactifs contenus dans ces emballages. Depuis le redémarrage de l'atelier béton, l'exploitant a procédé au traitement des déchets contenus dans huit de ces emballages désormais vides. Les inspecteurs notent qu'une fiche d'écart a été ouverte le 15 septembre 2011 afin de tracer ce défaut de maintenance et qu'un contrôle des huit emballages vides a été programmé.
Demande B4 : je vous demande de me transmettre sous un mois l'analyse de risques associée à l'utilisation actuelle de ces emballages en dépassement de validité.
Demande B5: je vous demande de me préciser les actions correctives prises pour répondre aux dispositions de maintenance annuelle des emballages RD16 exigées dans vos RGE et de me transmettre un planning engageant de retrait du contenu de l'ensemble des emballages encore pleins.
S
## C. Observations
Pas d'observation.
S
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois à l'exception des réponses aux demandes A1, B1 et B4 pour lesquelles le délai est différent. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, 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 considération distinguée.
Pour le Président de l'ASN et par délégation, Le Chef de la Division d'Orléans Signé par : Fabien SCHILZ |
INSSN-OLS-2011-0569 | AUTORITÉ
DE SÛRETÉ
NUCLÉAIRE
DIVISION D'ORLÉANS CODEP-OLS-2011-057636 Orléans, le 12 octobre 2011 Monsieur le Directeur du Commissariat à l'Energie Atomique de Fontenay-Aux-Roses BP6 92263 FONTENAY-AUX-ROSES Cedex OBJET : Centre CEA de Fontenay-Aux-Roses Contrôle des transports Inspection n° INSSN-OLS-2011-0569 du 30 septembre 2011 Thème : « Transport des matières radioactives »
Monsieur le Directeur, Dans le cadre de la surveillance des transports de matières radioactives et fissiles à usage civil prévue à l'article 40 de la loi n° 2006-686 du 13 juin 2006, une inspection a eu lieu le 30 septembre 2011 au centre CEA de Fontenay-Aux-Roses sur le thème du transport des matières radioactives.
Suite aux 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
Cette inspection avait pour objectif de contrôler le respect, par le centre du CEA de Fontenay-Aux-Roses, des dispositions réglementaires pour le transport des matières radioactives.
Les contrôles ont porté sur les aspects organisationnels, documentaires, la formation des intervenants, l'assurance qualité ainsi que sur les aspects opérationnels propres aux expéditions et aux réceptions de matières radioactives. Les inspecteurs ont assisté à la réception d'un colis excepté et ont examiné les contrôles préalables à l'approvisionnement d'un emballage industriel vide.
Cette inspection visait aussi à faire un bilan des actions menées par le conseiller à la sécurité du centre pour le transport des matières radioactives, notamment sur la base du rapport annuel 2010. Elle visait également à faire un bilan à l'issue de l'inspection du 19 février 2009 sur le même thème.
Il ressort de cette inspection une impression globalement satisfaisante sur la prise en compte des problématiques inhérentes au transport de matières radioactives. L'implication et l'expérience des personnes rencontrées en atteste.
Le Bureau Transport est désormais constitué de deux personnes dont une est dédiée à cette activité. Cette évolution permet d'envisager avec plus de sérénité le surcroît d'activité à venir parallèlement aux activités de démantèlement.
Les constatations faites par les inspecteurs pointent par ailleurs le retard pris par l'établissement en terme d'assurance de la qualité. La mise à jour du plan qualité transport doit être considérée comme une priorité par le centre.
## A. Demandes D'Actions Correctives Plan Qualité Transport
Le plan qualité transport actuellement en vigueur dans votre établissement a été établi le 30 mars 2007. Ce document a fait l'objet de réflexions sur son évolution mais n'a pas été réactualisé depuis.
Je vous rappelle que vous vous étiez initialement engagé à mettre à jour ce document avec pour échéance le 30 septembre 2009 avant de revenir sur cet engagement, en repoussant cette échéance au mois d'avril 2010. Cette mise à jour doit être faite sans tarder et intégrer les aspects abordés en inspection, notamment celles qui concernent la formation des agents.
Demande A1 : je vous demande de mettre à jour le plan qualité transport de votre établissement et de m'en faire parvenir une copie. Vous veillerez à ce que d'une manière générale, un plan de formation relatif aux transports de matières radioactives soit établi à l'échelle du centre et fasse partie intégrante de ce plan qualité.
## S Règles De Calage Et D'Arrimage Des Colis
Le CEA a élaboré et diffusé un guide technique sur les règles d'arrimage et de calage des colis. Vous avez indiqué aux inspecteurs que le respect de ces règles est prévu dans le cadre de contrats nationaux avec les prestataires extérieurs.
Des formations ont été dispensées en début d'année aux personnes des différentes unités amenées à effectuer régulièrement des expéditions de matières radioactives. Le calage et l'arrimage des colis n'ont pas été pris en compte lors de ces formations.
Demande A2 : à l'échelle de votre établissement, je vous demande de m'indiquer les éléments qui attestent que le guide élaboré par le CEA concernant le calage et l'arrimage des colis est appliqué par l'ensemble des intervenants concernés.
Préalablement à chaque expédition de colis industriels, les fournisseurs d'emballage proposent un plan de chargement qui décline les règles d'arrimage et de calage édictées par le guide CEA précédemment cité. Ces plans ne font pas l'objet d'une validation de la part du CEA avant remplissage des emballages.
Demande A3 : je vous demande de m'indiquer les mesures que vous comptez prendre afin de vous assurer que préalablement aux opérations de chargement, les plans établis par les fournisseurs d'emballage répondent aux prescriptions édictées par le CEA concernant les règles de calage et d'arrimage des colis.
A l'issue du chargement et avant toute expédition, un agent CEA de Fontenay-Aux-Roses, le transporteur et un représentant du prestataire en charge des opérations de chargement s'assurent de la conformité du chargement par rapport au plan établi en apposant leur signature sur le plan de chargement.
Le Bureau Transport valide également le calage et l'arrimage des colis en signant l'autorisation de sortie de matières radioactives.
Cette façon de procéder ne fait l'objet d'aucune procédure, tout comme la définition des habilitations des agents à signer ce type de document.
Demande A4 : je vous demande de prendre les dispositions organisationnelles nécessaires afin que préalablement à toute expédition soient définies :
- les personns habilitées à valider la conformité du chargement vis-à-vis du plan préétabli ;
- les modalités de validation retenues.
S
## B. Demandes De Compléments D'Information Critères D'Acceptation Des Emballages
Les inspecteurs se sont rendus au niveau de l'aire d'entreposage des emballages en attente de chargement, située devant le bâtiment 18.
Ils ont relevé la présence de chocs et de traces de corrosion sur un emballage de type ISO 20 pieds et ont à cet effet, consulté la « fiche de contrôle de conformité d'un emballage vide »
concernant cet emballage.
Malgré les non-conformités signalées sur ce document, le Bureau Transport a estimé que cet emballage était conforme.
Demande B1 : je vous demande de revoir les critères d'acceptation des emballages industriels que vous recevez dans votre établissement afin de valider leur conformité au type d'emballage qui est le leur malgré leurs défauts de structure.
## &
Formation Les inspecteurs ont souligné le travail de formation entrepris par le correspondant du conseiller à la sécurité classe 7. Chaque unité dispose désormais à minima d'un interlocuteur formé dans ce domaine.
Le jour de leur visite, un agent de la FLS n'était pas formé sur le thème du transport des matières radioactives comme il aurait du l'être.
Demande B2 : je vous demande de procéder à la formation transport de l'agent de la FLS dont la formation sur ce thème n'a pas été assurée.
## S C. Observations
Observation C1 : la formation à l'ADR 2011 de votre correspondant du conseiller à la sécurité et aux transports a eu lieu en début d'année. J'observe que cette formation aurait pu être anticipée en 2010.
S
Observation C2 : les inspecteurs ont bien noté que l'organisation des correspondants transports des centres CEA était de toute évidence sujette à évolution. Vous veillerez à m'en tenir informé.
S
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points avant le 12 décembre 2011. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, 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 considération distinguée.
Pour le Président de l'ASN et par délégation, Le Chef de la Division d'Orléans Signé par :Fabien SCHILZ |
INSSN-BDX-2023-0055 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2023-024475 Monsieur le directeur du CNPE de Civaux BP 64 CIVAUX
Bordeaux, le 20 avril 2023 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Lettre de suite de l'inspection du 30 mars 2023 sur le thème des zones de mélanges, comptabilisation des situations N° dossier **: Inspection n° INSSN-BDX-2023-0055.**
(à rappeler dans toute correspondance)
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 10 novembre 1999 modifié relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit**
primaire principal et des circuits secondaires principaux **des réacteurs nucléaires à eau sous** pression ; [4] Disposition transitoire n°106 (DT 106) n° **D455032070963 ind4 relative à la fatigue thermique**
des zones de mélange ;
[5**] Règles de suivi en fonctionnement du CNPE de Civaux note technique référencée**
D4507071254 indice 2.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en références concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 30 mars 2023 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de CIVAUX sur le thème des zones de mélange et des comptabilisations des situations. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet portait sur le suivi d'équipements nucléaires et plus particulièrement les « zones de mélange » susceptibles d'être concernées par la fatigue thermique et les phénomènes thermohydrauliques. Ce suivi s'inscrit dans le cadre de la surveillance du vieillissement du circuit primaire principale et des circuits secondaires principaux en application des dispositions de l'arrêté [3] et de la disposition transitoire [4]. Les inspecteurs ont tout d'abord examiné l'organisation du CNPE concernant la comptabilisation des situations à risque et notamment des phases de fonctionnement susceptibles d'impacter les zones de mélange. Ils ont ensuite contrôlé les consignes générales d'exploitation renseignées lors de la mise à l'arrêt programmée du réacteur 1 en 2021, de la mise à l'arrêt fortuite du réacteur 2 en 2022 et du redémarrage du réacteur 2 en 2023. Par ailleurs, le bilan annuel des situations à risque a été consulté sur l'année 2021 ainsi que, par sondage, différentes fiches mensuelles d'identification desdites situations. Enfin, les qualifications de divers agents ayant procédé aux contrôles non destructifs des matériels imposés dans le cadre du suivi des zones de mélange ainsi que plusieurs essais périodiques ont été vérifiés par sondage.
Cette inspection n'a pas mis en évidence d'écart concernant les essais périodiques consultés. Les inspecteurs ont également noté que les enregistrements des situations à risque examinés avaient fait l'objet d'un contrôle technique et avaient été renseignés par des agents d'un niveau d'habilitation adapté. Ils ont également souligné la facilité d'accès aux documents, enregistrements et modes de preuves demandés au cours de l'inspection ainsi que la disponibilité et la transparence des agents rencontrés. Cependant, les inspecteurs estiment que l'organisation actuelle de ces activités demeure perfectible même si un plan d'action visant à l'améliorer leur a pu été présenté. Ainsi, l'arrêt de la sous-traitance de cette activité en 2022 s'est traduit par un transfert de la charge de travail vers le service « conduite » du CNPE sans renforcement des effectifs pour y faire face. Les ressources humaines à mobiliser, nombre d'agents nécessaires et compétences, ne semblent pas avoir été évaluées de façon à assurer la continuité des comptabilisations des situations. Le nombre important de transitoire non classé, constaté par les inspecteurs, constitue un lourd passif qu'il convient de résorber et la montée en compétence des agents n'est pas terminée. La stratégie retenue en matière de formation pose par ailleurs question sur la robustesse de l'organisation définie pour accomplir de manière satisfaisante cette activité. Par ailleurs, les inspecteurs estiment que la déclinaison des dispositions transitoires nationales dans les documents locaux ainsi que l'application de ces derniers doivent être notoirement améliorées.
Certaines recommandations de la DT 106 [4] ne sont en effet pas déclinées. En particulier, les durées maximales de fonctionnement du système de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA) à une température supérieure à 90°C n'ont pas été respectées lors des derniers arrêts. De même, les effacements de butée électrique pour limiter le fonctionnement du circuit d'alimentation de secours des générateurs de vapeur ne sont plus comptabilisés depuis fin 2020. Une vérification de la prise en compte de l'intégralité des recommandations des dispositions transitoires parait nécessaire pour les inspecteurs. Enfin, les inspecteurs ont constaté que l'archivage papier et numérique des registres mensuels de comptabilisation des situations n'était pas conforme à l'attendu, notamment aux exigences d'enregistrement des activités prévues par l'arrêté [2]. Certains registres sous format papier n'ont en effet pas été retrouvés lors de l'inspection et ne sont pas numérisés. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que la numérisation était arrêtée depuis 2015 dans l'attente d'une mise à jour de la procédure adéquate à la suite du passage à la base de données documentaire « ECM », ce qui n'est pas satisfaisant.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Sans objet
## Ii. **Autres Demandes** Habilitation Des Agents
L'arrêté [2] indique au point 2.1.1 : « ― *L'exploitant dispose, en interne ou au travers d'accords avec des tiers,* des capacités techniques suffisantes pour assurer la maîtrise des activités mentionnées à l'article 1er. 1 **».** La note d'organisation du manuel d'assurance qualité « comptabilisation des situations » référencée D5057MQPR013 indice 1 décrit en son point 4.1, l'habilitation nécessaire des personnes de la structure hors quart du service conduite pour réaliser les activités d'exécution et de contrôle relatifs à la comptabilisation des situations. L'analyse de cette note d'organisation par les inspecteurs montre qu'elle n'intègre pas l'obligation du suivi de la formation spécifique nationale habilitante nécessaire pour assurer les activités de comptabilisation des situations. Le recyclage de cette formation n'y est également pas abordé. Enfin, la création d'une session de formation locale apparait incontournable pour les inspecteurs au regard de la faible fréquence de la formation nationale. Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont été interpellés sur le dimensionnement de l'équipe en charge de l'activité de comptabilisation des situations au regard du nombre important de transitoires en attente de classement (135) parfois anciens ou en attente de transmission aux services centraux d'EDF (15). Les inspecteurs se sont interrogés sur l'origine de cette situation dégradée. Ils ont constaté que l'activité sous-traitée jusqu'en 2022 a été attribuée intégralement au service de la conduite hors quart à périmètre d'effectifs constant. De plus, tous les agents concernés n'ont pas suivi la formation nationale adéquate ou alors l'ont suivi il y a plusieurs années sans s'être exercée à cette activité depuis. Ainsi, La charge de travail à accomplir n'apparait pas être en adéquation avec les moyens humains mobilisés et les compétences actuelles des agents en charge de ces activités. Les inspecteurs estiment qu'une analyse des risques de la suppression de la sous-traitance de cette activité aurait dû être menée. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs avoir conscience de ces faiblesses notamment à la suite d'un audit interne mené en 2022. Ils ont présenté le plan d'action qui en découle. Les inspecteurs ont vérifié par sondage et avec succès la prise en compte de certaines de ces actions dans l'outil d'enregistrement et de suivi des plans d'actions en vigueur sur le site « CAMELON ». D'après les échanges, les agents du service de la conduite hors quart vont être davantage disponibles à la suite du redémarrage des deux réacteurs, favorisant la résorption du passif et leur montée en compétence nécessaire. Les bénéfices de ces actions n'étaient néanmoins pas encore visibles le jour de l'inspection.
Prendre les mesures nécessaires pour classer les transitoires et assurer une comptabilisation des situations dans des délais compatibles avec les enjeux au sens de l'arrêté [2].
Vous transmettrez à l'ASN votre analyse des manquements constatés et des mesures correctives ou préventives mises en place en particulier en rendant plus robuste l'organisation définie afin d'atteindre les objectifs de traitement requis ;
Intégrer la formation spécifique à la comptabilisation des situations dans le cursus d'habilitation des agents en charge de l'activité en complément de l'habilitation SN2 ;
Prendre les mesures nécessaires pour garantir que les agents en charge de l'activité de comptabilisation des situations aient suivi la formation dédiée avant de l'exercer. Dans ce cadre, vous étudierez la possibilité de créer un module de formation local relatif à la comptabilisation des situations.
## Application Des Recommandations De La Dt 106
L'arrêté [3] indique à l'article 7 : « …*L'exploitant dispose d'un système documentaire permettant de connaître* aisément, avec leur date, les constatations susceptibles d'intéresser le maintien de l'intégrité des appareils, notamment (…) la comptabilisation des situations sur le circuit primaire principal et dans les zones du circuit secondaire principal soumises à d'importantes sollicitations cycliques. L'exploitant devra prendre soin de conserver les documents pouvant contribuer a posteriori à la connaissance des actions auxquelles ont été soumis les appareils. Ces documents sont tenus à la disposition de l'Autorité de sûreté nucléaire. L'Autorité de sûreté nucléaire sera informé directement des faits de nature à compromettre l'intégrité des appareils ». La DT 106 [4] indique dans son annexe 1 au point A1.2 à la mise à l'arrêt de la tranche : « **Préparer les**
générateur de vapeur [GV] afin qu'ils permettent le contrôle du chauffage depuis 130°C jusqu'à la fin de l'Arrêt Normal du réacteur connecté au circuit de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA) sans injection notable du circuit de secours des GV (ASG) **».** La procédure locale n°D5057CDTCOG1038 indice 5 ne reprend pas toutes les recommandations de la DT 106 selon les constats des inspecteurs. En effet, l'absence d'injection notable d'ASG dans certains domaines d'exploitation du réacteur n'est pas reprise dans la procédure locale précitée.
Vérifier l'intégration dans vos procédures locales de la totalité des recommandations de l'annexe 1 de la DT 106 [4] lors de la mise à l'arrêt ou lors du redémarrage d'un réacteur et les compléter si nécessaire ;
Transmettre à l'ASN votre retour d'expérience concernant l'absence de la prise en compte des recommandations de l'annexe 1 de la DT 106 [4] dans les gammes des arrêts réalisés depuis 3 ans. La DT 106 indique dans son annexe 1 au point A1.1 : « *A la mise à l'arrêt de la tranche et à son redémarrage,*
les durées de fonctionnement du RRA à une température supérieure à 90°C prévues après application de ces modes de conduite s'établissent comme suit **: Arrêt ≤ 10h, démarrage ≤8h et <4h en moyenne et total ≤18h ».** Afin de vérifier la prise en compte de cette recommandation et du respect des durées indiquées cidessus, les inspecteurs ont consulté les durées relevées sur les 2 voies des réacteurs n°1 et 2 en 2021. Au vu des résultats indiqués, les durées sont bien supérieures aux valeurs indiquées par la DT 106. Par exemple, les inspecteurs ont constatés une durée de 26h à l'arrêt en août 2021 pour le réacteur n°1, 24h à l'arrêt en novembre 2021 pour le réacteur n°2 et 25h au redémarrage du réacteur n°2 en juillet 2021.
Au vu de ces constats, les représentants de l'exploitant n'ont pas été en mesure d'apporter des éléments de réponse aux dépassements observés, ni de présenter les mesures mises en place pour respecter ou approcher les durées indiquées par la DT 106 lors des prochains arrêts.
Prendre les mesures adéquates permettant de vous rapprocher des durées de fonctionnement du RRA à une température supérieure à 90°C prévues par la DT106 à l'arrêt et au redémarrage. Vous transmettrez à l'ASN votre analyse de ces constats et les mesures mises en œuvre pour respecter les durées prévues par la DT 106 lors des prochains arrêts et redémarrage de vos réacteurs.
## Bilan Annuel
L'arrêté [3] indique à l'article 12 : *« I. - L'exploitant met en œuvre les moyens nécessaires pour connaître* l'évolution, en exploitation, des propriétés des matériaux constitutifs des appareils ayant un impact sur le maintien de leur intégrité. Il met en œuvre un suivi particulier pour chaque mode de dégradation des propriétés des matériaux identifié à la conception et susceptible de remettre en cause significativement les valeurs initiales des propriétés des matériaux intervenant dans les démonstrations de résistance de l'appareil. Ce suivi porte également sur les modes de dégradation découverts en service ».
Les règles de suivi en fonctionnement [5] indiquent au point 8.3 : « **Tous les ans, un bilan sera réalisé, et**
envoyé à UTO [unité technique opérationnelle d'EDF] afin de réaliser un bilan parc. Le bilan est constitué pour le suivi de la zone ASG :
- *par la liste des essais périodiques (EP) du circuit ASG comptabilisés durant l'année ;*
- **par la liste des effacements de la butée électrique comptabilisés durant l'année.**
Le bilan annuel est effectué en utilisant l'application COMPTA-SITU ». Le bilan 2021 transmis le 18 février 2022 à UTO ne mentionne pas la liste des EP ASG comptabilisés durant l'année, ni la liste des effacements de la butée électrique comptabilisés durant l'année comme imposé par les règles de suivi en fonctionnement. Les inspecteurs ont pu constater que le bilan 2022 était rédigé, mais non transmis aux services centraux d'EDF le jour de l'inspection.
Etablir les prochains bilans annuels de la comptabilisation des situations en intégrant la totalité des exigences des règles de suivi en fonctionnement et en assurant la transmission de ces documents à vos services centraux comme prescrit par les règles de suivi en fonctionnement [5].
## Application Des Règles De Suivi En Fonctionnement Et Sollicitations Lors Des Ep
Les règles de suivi en fonctionnement [5] indiquent au point 5.5 : *« Un bilan des configurations* pénalisantes rencontrées sur les zones suivies est dressé annuellement par le CNPE. Ce bilan peut être réalisé en même temps que le bilan de la comptabilisation des situations décrit dans le §8.3 de la doctrine. Ce bilan comporte à minima :
- **pour les zones RRA le cumul des durées de fonctionnement observées durant l'année par plage de**
température, ou d'écart de température, ainsi que des cumuls des durées de fonctionnement par plage de température ou d'écart de température depuis l'origine et, pour les cas où les valeurs d'étude pour 40 ans sont dépassées, depuis le dernier END
- *pour la zone ASG, la liste des EP et des effacements de butée électrique générant de la stratification ».*
- **une analyse de la comptabilisation des durées de fonctionnement (identification d'une éventuelle**
surconsommation, impact des fortuits, mise en place de dispositions pour réduire les temps comptabilisés…) ».
Les inspecteurs ont vérifié le contenu du bilan 2021 transmis le 18 février 2022 à UTO. Ce bilan indique que les temps de fonctionnement des zones de mélanges des circuits RRA et de contrôle volumétrique et chimique (RCV) n'ont pas été comptabilisés en 2021 et que cet écart doit être résorbé en 2022. Il est également indiqué que pour la zone de mélange ASG, en configuration d'effacement des butées électriques, aucun suivi n'a été réalisé en 2021 et que cet écart doit être résorbé en 2022. Parmi les actions à réaliser, il est mentionné que le retard accumulé sur les zones de mélanges RCV et ASG doit être régularisé au plus tôt. Les règles de suivi en fonctionnement [5] indiquent au point 8.1 : « **Détection : Un transitoire est défini** pour chaque voie ASG. Il est détecté lors du démarrage d'une pompe ASG et se termine lorsque la pompe ASG (MPS et TPS) est arrêtée. On rappelle que pour limiter les sollicitations des lignes ASG, il est recommandé d'enchaîner les EP (TPS, MPS, TPS) en laissant une pompe en service, de façon à n'entraîner qu'un seul transitoire de type démarrage/arrêt de pompe (il s'agit de démarrer la première pompe, puis de démarrer la seconde avant d'arrêter la première) ».
Afin de vérifier la prise en compte de cette recommandation, les inspecteurs ont demandé à vos représentants la présentation d'essais périodiques (EP) conduite. Ils ont constaté que l'EP conduite EPEP3ASG615 –TEST ATWS des actionneurs ASG voie A D542009064882 indice 8 ne suit pas les recommandations des règles de fonctionnements car il est demandé dans son annexe 1 d'arrêter la première pompe avant le démarrage de la deuxième pompe. Les règles de suivi en fonctionnement demandent au point 8.2 de reporter dans l'application COMPTA-SITU les informations suivantes :
**La date et l'heure de début du premier effacement de butée sur la période**
**La date et l'heure de fin du dernier effacement de butée sur la période**
**L'état standard de la tranche**
**La température du circuit primaire à l'apparition du premier effacement de butée**
**Le nombre d'effacements de butée relevé sur la période**
**Des observations peuvent aussi être renseignées**
D'après vos représentants, une analyse manuelle était réalisée jusqu'en 2020. Depuis, aucune information sur les effacements de butée n'a été renseignée dans l'application et le jour de l'inspection, aucun agent ne possédait les connaissances nécessaire pour réaliser ce suivi et les saisir dans l'application.
Prendre les actions nécessaires (préventives et correctives) afin de satisfaire aux recommandations des règles de suivi en fonctionnement [5]. Vous transmettrez à l'ASN votre analyse de ces constats et les mesures correctives engagées pour répondre aux engagements indiqués dans le bilan 2021.
## Archivages
Les règles de suivi en fonctionnement [5] demandent au point 5.9 : « **Les modalités d'archivage sont** identiques à celles de la comptabilisation des situations, décrites au §8.4 de la doctrine. En résumé, tous les documents cités aux chapitres 5.4 et 5.5 doivent être archivés sur site, et pouvoir être consultés et exploités durant la durée de vie de la tranche. Il s'agit en particulier :
*des dossiers journaliers*
*des registres spécifiques des zones sensibles*
*des bilans et analyses annuelles* L'archivage peut être réalisé en commun avec les dossiers de comptabilisation des situations ».
Afin de vérifier le respect des règles d'archivage, les inspecteurs ont procédé à un contrôle par sondage au sein du local dédié aux archives. Lors de ce contrôle, 4 mois en 2015 n'ont pas pu être retrouvés ainsi que 3 mois en 2021 pour le réacteur n°1 et 4 mois pour le réacteur n°2. D'après vos représentants, les registres ne sont plus numérisés depuis 2015 à la suite du déploiement de la base de données documentaire « ECM ». Le service de gestion documentaire a la responsabilité de mettre à jour la procédure d'archivage pour procéder à cette numération. Cette mise à jour devait avoir lieu fin mars 2023 mais cette échéance ne sera pas respectée selon les personnes rencontrées par les inspecteurs. Aucune perspective d'amélioration n'a pu être présentée aux inspecteurs.
Garantir l'archivage des documents tel que prévu par l'arrêté [3] et les règles de suivi en fonctionnement [5] ;
Prendre les actions nécessaires afin de retrouver les documents archivés absents du local d'archives. Vous transmettrez à l'ASN votre analyse sur ces constats et les mesures engagées pour éviter leur renouvellement ainsi que les explications justifiant l'abandon de la numérisation des registres.
III. **CONSTATS OU OBSERVATIONS N'APPELANT PAS DE REPONSE A L'ASN** Sans objet
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**,
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.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. 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 de Bordeaux de l'ASN,
SIGNE PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-BDX-2023-0013 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2023-023329
# Madame La Directrice **Du Cnpe Du Blayais**
BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE Bordeaux, le 21 avril 2023 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Lettre de suite de l'inspection du 5 avril 2023 sur le thème de la conformité des activités lors de l'arrêt pour maintenance et rechargement du réacteur n°4 - 4VP3823 N° dossier **: Inspection n° INSSN-BDX-2023-0013.**
(à rappeler dans toute correspondance)
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] **Document n°D5150NTNING0801 ind1 du 3 décembre 2020 relatif à l'inventaire des écarts de** conformité et analyse de leur cumul fourni dans le cadre de la demande d'autorisation de divergence du réacteur n°4 lors de l'arrêt 4R3620 ;
[4**] Guide ASN n° 21 traitement des écarts de conformité à une exigence définie pour un élément**
important pour la protection, version du 06/01/2015 ;
[5**] Décision n°CODEP-BDX-2023-012320 du Président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16** mars 2023 autorisant EDF à modifier de manière notable les modalités d'exploitation autorisées du réacteur n° 3 de la centrale nucléaire du Blayais (INB n° 110)
## Madame La Directrice,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en références concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 5 avril 2023 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais sur le thème de la conformité des activités dans le cadre de l'arrêt du réacteur n°4 pour maintenance et changement de combustible n°4VP38. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
Le réacteur n°4 du CNPE de Blayais est en arrêt pour maintenance et rechargement en combustible dans le cadre de sa visite partielle n°4VP38. Le réacteur a été découplé du réseau électrique le 11 février 2023. L'inspection visée en objet avait pour objectif de vérifier par sondage la conformité de certaines activités programmées sur cet arrêt ou consécutives à la gestion d'aléas. Lors de l'inspection qui s'est déroulée le 5 avril 2023, les inspecteurs ont abordé par sondage les sujets suivants :
- le traitement des écarts de conformité aux exigences définies des matériels EIP1 **, notamment**
l'avancement de la mise en œuvre des actions relatives aux écarts suivants :
o **n° 602 relatif à des anomalies de fixation de carte sur les armoires de régulation dans**
les armoires de régulation générale (KRG),
o **n° 612 relatif au raccordement erroné des relais de fin de chaîne remplacés dans le cadre**
de la demande particulière n°333,
- le déploiement des modifications prévues sur cet arrêt et en particulier la PNPP2 **1595A relative**
au remplacement des têtes de soupapes de protection et d'isolement du circuit primaire
(« soupapes SEBIM ») et la PNPP 1950A relative à l'installation de faux-plancher dans certains locaux électriques ;
- **la réalisation de la demande de modification temporaire (DMT) n°5150DMT2023080001 ind2**
des règles générales d'exploitation pour permettre la réalisation de travaux de maintenance sur le transformateur auxiliaire 8LGR001TA ;
- **le contrôle du revêtement intérieur en néoprène des tuyauteries du circuit d'eau brut secouru**
(SEC) ;
- **le chantier de remplacement des mécanismes de commande de grappe (RMCG) sur 4**
traversées ;
- **les différentes opérations de maintenance sur les groupes motopompes du circuit primaire**
(GMPP).
A l'issue de cette inspection, les inspecteurs n'ont pas mis en évidence d'écart de nature à remettre en cause, à la date de l'inspection, la divergence du réacteur n°4. Cette position ne préjuge en rien d'autres constats ou examens ultérieurs. Les contrôles effectués et les réponses apportées se sont révélés globalement satisfaisants. Toutefois, les inspecteurs estiment que la réapparition de l'écart n°550 relatif à des défauts de freinage des brides des pompes du système d'aspersion de l'enceinte du bâtiment réacteur (EAS) et du système d'injection de sécurité d'eau (RIS) dans le circuit primaire appelle à une grande vigilance de votre part sur la pérennité de la prise en compte du retour d'expérience. Les inspecteurs ont également noté les difficultés rencontrées par vos services pour leur apporter des éléments factuels permettant d'étayer des positions ou des stratégies retenues sur divers sujets. Enfin, les inspecteurs considèrent que l'analyse de la nocivité des écarts dans les plans d'actions et de leur caractère générique est à améliorer notamment en cas de constat d'un montage non conforme. Ce dernier point concerne la découverte d'un montage sous contrainte des lignes d'asservissement sur le tandem de soupapes SEBIM de protection du circuit primaire 4 RCP 018 VP et 4 RCP 019 VP pour lequel vous n'avez envisagé aucune investigation sur l'origine, l'étendue et les conséquences. I. **DEMANDES A TRAITER PRIORITAIREMENT**
Sans objet
## Ii. **Autres Demandes**
Ecart de conformité n°550 relatif aux défauts de freinage des brides à l'aspiration des pompes du système d'aspersion de l'enceinte du bâtiment réacteur (EAS) et du système d'injection de sécurité d'eau (RIS) dans le circuit primaire Le document [3] précise que l'écart de conformité n° 550 a été résorbé lors d'un précédent arrêt pour maintenance et rechargement en combustible du réacteur n°4. Lors de la présentation du tableau de suivi du traitement des écarts de conformité sur l'arrêt en cours, vos représentants ont indiqué que des défauts de freinage ont été constatés au niveau de la pompe 4 EAS 001 PO lors d'un contrôle mené au titre du programme de base de maintenance préventive (PBMP). L'équipement a été rapidement remis en conformité selon vos représentants, ce qui n'a pas fait l'objet de vérification par les inspecteurs sur le terrain. Ce défaut de freinage dont l'origine a un caractère générique concerne également les autres réacteurs du site. En effet, des contrôles ont eu lieu selon vos représentants sur toutes les brides des pompes EAS et RIS du site. Des freinages non-conformes ont été mis en évidence et des plans d'actions pour les traiter ont été ouverts. Cependant, selon vos représentants, le référentiel de freinage requis n'a pas été appliqué par les prestataires lors de certaines opérations de maintenance effectuées après la résorption de l'écart. Il apparait en effet que le respect des exigences garantissant la conformité du montage des brides des pompes sur le site est de la responsabilité de deux services différents. Cette situation aurait pour conséquence l'utilisation de référentiels de freinage différents en fonction de la diversité des procédures utilisées. Dans ces conditions, les inspecteurs considèrent que la réapparition de l'écart de conformité n°550 découvert fortuitement alors qu'il était considéré comme soldé avant la visite partielle du réacteur 4 doit vous conduire à vous interroger sur la bonne application du référentiel en matière de freinage sur un périmètre plus large.
. Transmettre à l'ASN la liste des matériels concernés par la réapparition de l'EC
n° 550, un état des lieux des contrôles réalisés et prévus, les résultats des contrôles déjà réalisés et le traitement des constats ;
Transmettre à l'ASN votre stratégie de contrôle des matériels permettant d'éviter la réapparition de l'écart de conformité n° 550. Vous vous positionnerez notamment sur le périmètre des matériels susceptibles d'être concernés par l'utilisation d'un mauvais référentiel de freinage ;
Enregistrer dans le dossier de demande d'autorisation de divergence du réacteur n°4, la réapparition de l'écart de conformité n°550 et vous positionner sur son délai de traitement au titre du guide 21 de l'ASN [4]. Ecart de conformité n°612 relatif au raccordement erroné des relais de fin de chaîne remplacés dans le cadre de la demande particulière (DP) n°333 Les relais de fin de chaine ont pour fonction de participer au dispositif de déclenchement de certains matériels notamment au niveau des systèmes de sauvegarde. Dans le cadre du traitement de cet écart, un listing des contrôles réalisés au niveau du réacteur n° 4 a été présenté aux inspecteurs. Selon vos représentants, l'ensemble des vérifications est terminé et aucune anomalie n'a été constatée. Les relais de fin de chaine sans auto-maintien déjà remplacés ont été contrôlés par sondage selon vos représentants. 12 relais ont été contrôlés sur un gisement d'environ 40 relais pour un attendu de contrôle de 10 %, demandé dans les courriers émis par vos services centraux dans le cadre du traitement de cet écart de conformité.
Les inspecteurs se sont interrogés sur la stratégie de contrôle par sondage adoptée par le CNPE pour obtenir un échantillon de sondage représentatif de la diversité des équipements. Aucun document n'a été rédigé en ce sens même si une diversité de matériels concernés semble recherchée.
Formaliser la stratégie de contrôle par sondage adoptée permettant d'obtenir un échantillon représentatif et de la diversité des équipements susceptibles d'être contrôlés. Le fonctionnement des relais de fin de chaine avec auto-maintien déjà remplacés est vérifié à travers de la réalisation d'essais périodiques. La consultation de la gamme d'essai JPI070 du 27 novembre 2021 englobant le relais 4 JPI 002 XR de la protection incendie de l'ilot nucléaire a permis aux inspecteurs de constater que la manœuvrabilité de la vanne commandée avait bien été vérifiée, mais pas son maintien dans la position requise. La question se pose également lors de la requalification d'un relais qui sera dorénavant nouvellement installé. Ces relais peuvent être requis au titre de la sureté des installations et ne pas encore avoir fait l'objet d'un essai périodique.
Vous prononcer sur la suffisance de la méthodologie de contrôle mise en œuvre permettant de vérifier l'auto-maintien des relais déjà remplacés au titre de la DP n° 333 ou qui vont l'être. Demande de modification temporaire (DMT) des règles générales d'exploitation pour permette la réalisation de travaux de maintenance sur le transformateur auxiliaire 8LGR001TA. La DMT n°5150DMT2023080001 ind2, objet de la décision ASN [5] vise à augmenter le temps d'indisponibilité du transformateur auxiliaire 8 LGR 001 TA pour sa maintenance. Cet équipement est commun aux réacteurs n° 3 et n° 4. La mise en œuvre de cette DMT inclut des mesures compensatoires portant sur les conditions d'exploitation du réacteur n° 3. Un chef d'exploitation du service de la conduite en quart a présenté aux inspecteurs les actions mises en œuvre pour respecter les mesures compensatoires. Une instruction technique référencée n°2023_00016 a été rédigée et reprend toutes les mesures compensatoires prévues par la DMT. Les opérateurs en salle de commande disposent d'une gamme d'arrêt statique listant les éléments à vérifier à chaque quart. Les inspecteurs considèrent qu'il s'agit d'une bonne pratique mais regrettent que cette gamme ne soit pas sous assurance de la qualité.
Mettre sous assurance de la qualité les gammes d'arrêt statique.
Par ailleurs, les inspecteurs n'ont pas constaté, après examen par sondage, d'oubli de la part du chef d'exploitation dans les vérifications qu'il doit effectuer. Toutefois à l'instar d'autres sites, les inspecteurs suggèrent qu'un plan qualité facilitant le suivi des différentes mesures compensatoires de la DMT soit mis à la disposition du chef d'exploitation lorsqu'il réalise ses contrôles.
Mettre en place des plans qualité afin de faciliter le suivi par le chef d'exploitation des différentes étapes de la DMT et les mesures compensatoires à respecter. Enfin, la mesure compensatoire n° 4 impose qu' « *aucun évènement de groupe 1 n'est présent sur la tranche* 3 et aucune activité susceptible de générer un tel évènement de groupe 1 n'est réalisée durant la présente modification temporaire **». Le chef d'exploitation a détaillé aux inspecteurs les activités susceptibles de**
générer un évènement de groupe 1 et qui sont reportées après la fin de validité de la DMT. Les inspecteurs s'interrogent sur le report de certaines activités où le risque de générer un évènement de groupe 1 semble très faible par exemple le contrôle d'un capteur en très faible dérive.
Préciser votre stratégie de classement des activités susceptibles de générer un évènement de groupe 1 dans le cadre de la préparation d'une activité couverte par une DMT qui vous l'interdit. Vous indiquerez les éléments factuels vous conduisant à établir ce classement.
## Modification Pnpp1595A Relative Au Remplacement Des Têtes De Soupapes Sebim
Cette modification porte sur le remplacement des têtes de détection des 3 tandems de soupapes SEBIM
de protection du circuit primaire principal situés sur le pressuriseur. Le plan d'action n° 345513 relatif au traitement d'un écart portant sur la modification de la chronologie du dossier d'intervention (DSI)
a été émis lors du chantier des soupapes 4 RCP 018 VP et 4 RCP 019 VP. Le remplacement des lignes d'asservissement a ainsi été avancé à la suite de la découverte de leur montage antérieur sous contrainte occasionnant leur déplacement une fois déconnecté des raccords BANJO. L'examen par les inspecteurs de ce plan d'action montre une insuffisance de caractérisation de l'écart constaté. En effet, le plan d'action s'intéresse uniquement à l'impact de la mise à jour du DSI. Il ne traite pas des causes du montage sous contrainte, de son caractère générique et de sa nocivité sur le fonctionnement des installations notamment en cas séisme. Selon vos représentants, ce montage non conforme est d'origine et les lignes d'asservissement ont été changées lors du déploiement de cette modification supprimant ainsi le risque éventuel de nocivité.
Analyser l'origine de la pose sous contrainte des lignes d'asservissement des soupapes SEBIM RCP et vous positionner sur les conséquences éventuelles de ce montage sur les intérêts protégés au sens du code [1] notamment en cas de séisme. Vous vous positionnerez sur le caractère générique de ce constat ;
Vous prononcer sur l'opportunité de déclarer un événement significatif pour la sûreté.
Modification PNPP 1950A relative à l'installation de faux-plancher dans les locaux électriques Afin de faire face à l'augmentation du volume de câblage dans les locaux électriques, les sols vont être rehaussés et les portes des armoires électriques vont être changées. La manutention de ces matériels est susceptible d'endommager des installations électriques vulnérables. Afin de les protéger, des plaques transparentes en plexiglass sont posées sur les racks électriques.
Les inspecteurs se sont intéressés à ce chantier sous l'angle de prévention des risques incendie et sismique. Ils ont constaté qu'une petite minorité de plaques en plexiglass était accolée aux armoires électriques sans dispositif de prévention du risque d'agression de ces armoires par les plaques en plexiglas, à contrario d'une majorité de plaques en plexiglas pour lesquelles ces dispositifs de protection étaient présents. Les inspecteurs ont par ailleurs constaté que les quantités maximales de plaques en plexiglass pouvant être entreposées au regard des charges calorifiques maximales admissibles n'étaient pas établies avec certitude. La consultation des 2 analyses de risques n°2022-451 Ind 2 et n°2022-448 ind1 n'a pas permis aux inspecteurs de statuer sur ce point. Vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter aux inspecteurs un document permettant d'assurer le suivi périodique de ces charges calorifiques.
Durant le déploiement de la modification sus visée, protéger l'intégralité des armoires électriques concernées du risque d'endommagement par les plaques en plexiglass en cas de séisme ;
Définir les quantités maximales de plaques en plexiglass pouvant être entreposées dans chaque local électrique concerné par les travaux modificatifs au regard des charges calorifiques maximales admissibles ;
Mettre en place les moyens nécessaires permettant de garantir le respect des charges calorifiques maximales autorisées dans tous les locaux concernés et à tous instant. Vous vous assurerez notamment que ces quantités maximales soient portées à connaissance des intervenants des entreprises sous-traitantes en charge d'effectuer les travaux de la modification.
Vous enregistrerez les quantités maximales de plaques en plexiglas présentes au fil de l'eau dans ces locaux à tout instant.
## Contrôle Des Tuyauteries Du Circuit D'Eau Brut Secouru (Sec)
Dans le cadre de l'application du PBMP, l'état du revêtement intérieur en néoprène des tuyauteries est contrôlé sur une voie à chaque arrêt de réacteur de type visite partielle. Ce contrôle est réalisé par une entreprise sous-traitante qui décide en lien avec vos équipes des éventuelles réparations à mettre en œuvre.
Les inspecteurs ont constaté l'absence de document définissant les critères d'acceptabilité des défauts rencontrés. Ils ont également constaté que l'expérience de votre entreprise sous-traitante est fondamentale dans le processus de décision. Les inspecteurs s'interrogent sur les moyens mis à la disposition de vos sous-traitants pour garantir la bonne réalisation des contrôles, notamment en cas de changement de prestataire.
Formaliser dans un document sous assurance de la qualité les critères d'acceptation des défauts rencontrés en précisant les hypothèses de dégradation retenues et leur cinétique.
Chantier de maintenance du groupe motopompe du circuit primaire (GMPP) n° 3 Lors de leur visite du bâtiment réacteur (BR), les inspecteurs ont fait les constats suivants sur le chantier de maintenance du GMPP n°3 :
- **un câble électrique n'est pas correctement fixé au mur ;** - **une interaction est notable entre un tirant avec un certain degré de liberté et la tuyauterie en**
aval du la 4 RCP 389 VL.
Caractériser ces différentes situations et préciser les actions curatives, correctives et préventives qui ont été mises en œuvre ou qui sont prévues pour remédier à ces dysfonctionnements.
## Iii. **Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn**
Conformité des joints utilisés au niveau des brides de certaines tuyauteries des GMPP
Lors de la visite du chantier de maintenance du GMPP n° 3, les inspecteurs se sont intéressés aux caractéristiques techniques des joints au niveau des deux brides de la tuyauterie 2 RCP 310 TY. Ces joints ont des configurations différentes car ils n'obéissent pas aux mêmes référentiels en fonction de leur localisation à l'intérieur de la chapelle de la pompe ou à l'extérieur. Des remplacements de joints ont eu lieu sur ce chantier. Des informations ont été demandées à ce sujet à la suite de cette inspection pour apprécier la conformité des joints remplacés. Les réponses seront étudiées dans le cadre du suivi de cet arrêt. Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**,
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.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. 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, Madame la directrice, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux de l'ASN,
SIGNE PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-CAE-2023-0136 | Référence courrier :
CODEP-CAE-2023-025312 Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Recyclage de La Hague BEAUMONT-HAGUE 50 444 LA HAGUE Cedex À Caen, le 18 avril 2023 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Lettre de suite de l'inspection du 12 avril 2023 sur le thème du management de la sûreté, suivi des engagements N° dossier : **Inspection n° INSSN-CAE-2023-0136** Références : **[1] - Code de l'environnement ;**
[2] - Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ; [3] –Bilan annuel 2022 des engagements, référence ELH-2023-015839 du 31 mars 2023 ;
[4] - Procédure « suivi des réponses et des engagements de l'établissement vis-à-vis de l'ASN »
référence ELH-2002-014458 du 12 septembre 2022 ;
[5] - Compte-rendu d'évènement significatif référence ELH-2021-012542 du 12 avril 2021 relatif au constat du débordement de la cuve de suspensions de fines 6311.32C de l'atelier R7 suite à un transfert non maîtrisé.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 12 avril 2023 à l'établissement Orano La Hague sur le thème du suivi des engagements. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection réalisée sur le suivi des engagements avait pour objectif de vérifier l'organisation mise en œuvre sur l'établissement d'Orano La Hague pour assurer le suivi des engagements pris vis-à-vis de l'ASN, et à examiner par sondage la bonne réalisation de ces engagements. Les inspecteurs ont également effectué des contrôles au sein de la salle de conduite de l'atelier R7 et au niveau de l'aire de tri des déchets non dangereux, également appelée « zone 21 bis » et de l'aire de stockage des terres et gravats TFA. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation mise en œuvre pour le suivi des engagements est apparue globalement satisfaisante. En particulier, les inspecteurs ont jugé positivement le suivi mis en œuvre pour les engagements avec une date d'échéance, permettant une baisse significative du nombre d'engagements en retard. Les inspecteurs notent également positivement la bonne préparation de l'inspection par les différents intervenants. Toutefois, les inspecteurs ont noté que le suivi des engagements pris auprès de l'ASN sans date d'échéance devait être renforcé, et que, conformément à l'arrêté en référence [1], tout retard dans la mise en œuvre effective des actions préventives, correctives et curatives décidées dans le cadre de l'analyse approfondie d'événement significatif doit faire l'objet d'une mise à jour du rapport associé et être transmis à l'Autorité de sûreté nucléaire.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Néant
## Ii. **Autres Demandes**
1. **Mise à jour du rapport d'analyse approfondie d'évènement significatif en cas de retard dans**
## La Mise En Œuvre Effective D'Action
L'arrêté en référence [1] prévoit que « L'exploitant réalise une analyse approfondie de chaque événement significatif. A cet effet, il établit et transmet à l'Autorité de sûreté nucléaire, dans les deux mois suivant la déclaration de l'événement, un rapport […]. L'exploitant s'assure de la mise en œuvre effective des actions préventives, correctives et curatives décidées . Si certaines de ces actions ne peuvent être réalisées dans les délais mentionnés dans le rapport susmentionné, l'exploitant transmet à l'Autorité de sûreté nucléaire une mise à jour de ce rapport comportant en particulier les nouvelles échéances. »
Les inspecteurs ont relevé que votre procédure en référence [4] ne prévoit pas d'information particulière dans ce cas précis. De même, les inspecteurs ont relevé que le bilan annuel des engagements en référence [3], ainsi que les bilans des années précédentes, font état de quelques actions en retard pris dans le cadre des rapports d'analyse approfondie d'évènement significatif sans que cela ne fasse l'objet d'une mise à jour du rapport.
## Demande Ii.1 :
- **En cas de retard dans la mise en œuvre effective d'actions prises dans le cadre de l'analyse**
approfondie d'un évènement significatif, effectuer une mise à jour de ce rapport et le transmettre à l'ASN ;
- Mettre à jour la procédure relative au suivi des réponses et des engagements de l'établissement vis-à-vis de l'ASN pour intégrer cette demande.
## 2. **Suivi Des Engagements Pris Auprès De L'Asn Sans Date D'Échéance**
Les inspecteurs ont relevé dans le bilan en référence [3] que celui-ci comportait plus d'une centaine d'engagements pris sans échéance définie.
Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont relevé que ces engagements ne faisaient pas l'objet du suivi mensuel des engagements mise en œuvre sur l'établissement. Vos représentants ont indiqué qu'ils faisaient l'objet d'une vérification annuelle lors de l'émission du bilan. Cependant, les inspecteurs ont observé que plusieurs d'entre eux avaient été pris depuis plus de dix ans. Ils ont ainsi souhaité s'assurer, pour un engagement pris en 2009, que celui-ci faisait l'objet d'actions associées. Il s'est avéré que depuis 2016, aucune action n'avait été menée sur cet engagement. Demande II.2 : concernant les engagements pris auprès de l'ASN sans date d'échéance, définir et mettre en œuvre un suivi afin de s'assurer de leur avancement.
## 3. **Ecarts Ponctuels Identifiés Dans Le Suivi Des Engagements**
Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont contrôlé par sondage la réalisation effective des actions prises dans le cadre d'engagements.
## Solde D'Engagements Sans Réalisation Effective De L'Action Associée
Dans le cadre d'une inspection réalisée en 2021 sur le thème de l'organisation et les moyens de crise, vous vous étiez engagés à former aux interventions en situation de stress l'ensemble des opérateurs et des coordinateurs des ateliers concernés par des opérations de mitigation avant fin 2021. Les inspecteurs ont relevé qu'au moins une personne concernée n'était aujourd'hui par formée sur ce thème. De plus, l'engagement avait été soldé en 2021 sur la base du programme de formation, et non sur sa réalisation effective.
## Absence De Traçabilité D'Actions Issues D'Engagements
A la suite de cette même inspection, vous vous étiez engagés à effectuer un exercice de mise en situation visant à s'assurer de l'opérationnalité de la mission M4 relative au confinement des effluents. Au cours de l'inspection, il s'est avéré que cet engagement avait bien été réalisé. Pour autant, cette mise en situation a donné lieu à un certain nombre d'axes d'amélioration et d'actions correctives, sans que cela ne fasse l'objet d'actions tracées dans votre logiciel de suivi des engagements. En séance, vos représentants n'ont pu préciser si ces actions avaient été effectivement mises en œuvre. A la suite d'une inspection relative aux agressions externes sur l'atelier T3, vous vous étiez engagés pour juin 2022 a effectué un diagnostic concernant la corrosion généralisée des parois du local de filtration référencé BVE501.1 et à prendre en compte la demande de l'ASN qui visait à traiter dans les meilleurs délais cette observation. Cette action a été soldée, car d'après vos représentants, le diagnostic a été réalisé, pour autant les actions en découlant visant à répondre à la demande initiale de traiter la corrosion généralisée de ce local ne sont aujourd'hui pas soldées, et celles-ci ne font pas l'objet d'un suivi dans IDHall, votre logiciel dédié notamment au suivi des engagements.
## Absence De Suivi De Certains Écarts
Dans le cadre d'une inspection relative à la conduite sur l'atelier R7 réalisée en 2020 vous vous étiez engagés, suite à l'obsolescence du dispositif de déclenchement de l'ouverture des vantelles des groupes électrogènes de secours, a effectué le remplacement de ces dispositifs sur l'ensemble des ateliers concernés avant la fin de l'année 2020.
Lors de l'inspection, il s'est avéré que l'action de remplacement de ces dispositifs sur l'ensemble des groupes électrogènes de secours a été soldée en 2023, soit avec plus de 2 ans de retard, sans que l'ASN ne soit informé de ce retard important. En séance, vos représentants ont expliqué que cet engagement n'avait pas été intégré dans l'application ad-hoc de suivi des engagements, et n'avait donc pas fait l'objet d'un suivi.
## Ambiguïté Dans La Formulation De Certains Engagements
A la suite d'une inspection réalisée en 2021 sur le thème du vieillissement, vous vous étiez engagé à « décliner » avant fin 2023 sur l'INB 116 la démarche DMF relative à la durée minimale de fonctionnement sur les équipements chaudronnés du procédé ayant pu faire l'objet de mesures suffisamment représentatives et pour lesquels une consommation de la surépaisseur de corrosion était observée.
Au cours de l'inspection, il s'est avéré que l'action correspondante était soldée, et que cette démarche était effective sur environ 1/3 des équipements chaudronnés témoins de l'INB116. Les inspecteurs ont informé vos représentants qu'ils considéraient que la déclinaison de la démarche visait à l'appliquer sur l'ensemble des équipements concernés, vos représentants considérant de leur côté que le but était d'initier cette démarche.
Demande II.3 : pour l'ensemble de ces écarts ponctuels identifiés, préciser les actions engagées et assurer la traçabilité adéquate. Plus globalement, définir et appliquer une organisation visant à s'assurer :
- **Que les engagements pris ne soient soldés qu'une fois leur réalisation effective ;**
- **Qu'en cas d'actions supplémentaires nécessaire dans le cadre d'engagements, que celles-ci**
fassent l'objet du même niveau de traçabilité ;
- Que les libellés des engagements pris ne puissent pas faire l'objet d'interprétation.
## 4. **Actions De Surveillance Spécifiques À La Prévention Du Risque De Fraudes**
Dans le cadre d'une inspection réalisée en 2021 sur le thème de la prévention du risque de fraudes, et en réponse à une demande visant à mettre en œuvre des actions de surveillance spécifiques à la prévention de ce risque, vous vous étiez engagés à faire évoluer le guide d'inspection et le plan de surveillance type en 2022. Les inspecteurs ont relevé que ces documents avaient bien fait l'objet d'une mise à jour, pour autant, vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter des actions de surveillance effectives réalisées sur ce thème.
Demande II.4 : **mettre en œuvre des actions de surveillance spécifiques à la prévention du risque** de fraudes. Le volume de ces vérifications devra être adapté aux enjeux et complémentaire aux autres actes de surveillance inopinés réalisés par ailleurs.
5. Actions mises en œuvre dans le cadre du compte-rendu d'évènement significatif relatif au constat du débordement de la cuve de suspensions de fines 6311.32C de l'atelier R7 Les inspecteurs ont relevé lors de l'inspection que l'ensemble des actions décidées suite à l'évènement significatif en référence [5] avaient été soldées, et se sont assurés, lors de la visite de la salle de conduite de l'atelier R7, de la connaissance par les intervenants concernés des actions à mettre en œuvre pour éviter le renouvellement de ce type d'évènement.
Par contre, une action de ce rapport visait à diminuer le seuil d'alarme de niveau haut de la cuve réceptrice de 200 litres, ceci afin de donner davantage de temps de réaction aux opérateurs dans le cas d'une situation similaire. Cette modification a bien été effectuée, cependant, la fiche de contrôle visant à s'assurer du bon étalonnage régulier de ce seuil n'a pas été modifiée afin d'intégrer ce nouveau seuil. Suite à cet évènement, la présence d'un terme source au niveau du lèchefrite de la salle concernée par l'évènement a été confirmée. Les inspecteurs se sont intéressés au suivi radiologique effectué. Celuici est réalisé conformément aux engagements pris dans le cadre du compte-rendu d'évènement significatif. Vos représentants ont également indiqué que des actions étaient en cours pour essayer de supprimer ce terme source. Cependant ces actions, issues d'un écart initial, ne font pas l'objet d'une traçabilité adéquate.
## Demande Ii.5 :
- **Modifier la fiche de contrôle du capteur 6311C.NAH.32.10 ;**
- **Assurer la traçabilité des actions prévues et réalisées dans le cadre de la suppression du**
terme source apparu suite à l'évènement.
## 6. **Dysfonctionnement Régulier D'Un Équipement À Disponibilité Requise**
Suite à une inspection réalisée en 2021 sur le thème de la maintenance, les inspecteurs avaient relevé que les essais périodiques annuels (CEP) de 2019 et 2020 d'une vanne de by-pass du système d'assainissement des gaz du procédé, équipement à disponibilité requise, étaient non conformes. Suite à ce constat, vous avez installé un huileur sur la ligne d'alimentation en air. Lors de l'inspection, vos représentants n'ont pu présenter le dernier CEP réalisé sur cet équipement, et l'ont transmis postérieurement à l'inspection. Il s'avère que ce CEP était une nouvelle fois non conforme. De plus, il s'avère que la requalification de l'équipement après réparation a été réalisée plus d'un mois après l'identification de la non–conformité de cet équipement.
## Demande Ii.6 :
- Définir et mettre en œuvre des actions visant à assurer le bon fonctionnement en continu de la vanne de bypass 6313.31 ;
- **Préciser les raisons pour lesquelles la requalification a été réalisée plus d'un mois après la**
découverte du dysfonctionnement ;
- **Caractériser cet écart au sens de l'article 2.6.2 de l'arrêté en référence [3].**
## 7. **Etat De Propreté Et De Rangement De L'Aire De Tri Des Déchets Non Dangereux**
Lors d'une inspection réalisée en 2022 sur le thème de la gestion des déchets et des matériels, les inspecteurs avaient relevé que la propreté de l'aire de tri des déchets non dangereux, également appelée
« zone 21 bis » et de ses alentours, était à améliorer sans délai et que l'exploitation de la plateforme d'entreposage de terres et gravats TFA devait être corrigée : la zone n'était pas balisée et des déchets étaient présents devant le portail. Vous aviez en réponse effectué un nettoyage de la « zone 21 bis » et une campagne de communication pour sensibiliser aux bonnes pratiques de tri, ainsi qu'un rappel en réunion de ne pas stocker des déchets devant le portail de l'aire TFA. Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont relevé que la propreté de l'aire de tri des déchets non dangereux n'était toujours pas à l'attendu, et concernant l'aire TFA, aucun déchet n'était présent à l'extérieur, mais les inspecteurs ont relevé que la clôture était en très mauvais état. Ainsi, les actions initiées suite aux demandes de l'ASN n'ont pas permis de maintenir un état de propreté satisfaisant au niveau de la « zone 21 bis ».
Demande II.7 : définir une organisation afin de maintenir un état de propreté satisfaisant sur l'aire de tri des déchets non dangereux.
III. **CONSTATS OU OBSERVATIONS N'APPELANT PAS DE REPONSE A L'ASN**
Sans objet Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**,
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.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
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 Gaëtan LAFFORGUE-MARMET |
INSSN-CAE-2023-0106 | Référence courrier : CODEP-CAE-2023-025823 **Caen, le 21avril 2023**
Monsieur le Directeur de l'établissement ORANO
Recyclage de La Hague BEAUMONT HAGUE 50444 LA HAGUE Cedex Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Lettre de suite de l'inspection du 18 avril 2023 sur le thème de la conduite de l'atelier T1 N° dossier : **Inspection n° INSSN-CAE-2023-0106** Références : [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) en référence concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 18 avril 2023 sur le site Orano Recyclage de La Hague sur le thème de la conduite de l'atelier T1. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème de la conduite de l'atelier T11**. L'inspection a permis de**
contrôler les modalités d'organisation et de gestion des compétences des équipes de conduite, y compris pour la fonction du groupe local d'intervention. La mise en œuvre des activités d'exploitation a également été contrôlée par sondage (gestion des équipements à disponibilité requise, suivi du verrouillage/déverrouillage, suivi des autorisations de modification provisoire d'automate). La mise en œuvre d'activités importantes pour la protection liée à l'exploitation a été inspectée par sondage. L'inspection a examiné les différents systèmes de conduite (de production, de sécurité et de sauvegarde) en matière de gestion des indisponibilités par les équipes d'exploitation. Enfin, l'inspection a fait un point sur les travaux de réparation du rinceur acide et les conditions de suivi et d'exploitation de celuici.
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation mise en place pour l'exploitation de l'atelier T1 sur le thème de la conduite apparaît satisfaisante. En particulier, le contrôle de la mise en œuvre des activités d'exploitation n'a pas décelé d'écart majeur. Les effectifs et leurs compétences font l'objet d'un suivi permettant la mise en œuvre de plans d'actions à engager pour atteindre un niveau de compétence cible par équipe. En ce qui concerne les différents systèmes de conduite, la gestion des indisponibilités de ceux-ci fait l'objet d'une consigne à laquelle les équipes d'exploitation savent se référer. Cependant, la documentation opérationnelle doit être clarifiée afin de faciliter le déroulement des opérations par les équipes d'exploitation. Enfin, les changements de mode de conduite doit faire l'objet d'une attention particulière.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Sans objet
## Ii. **Autres Demandes** Gestion Des Indisponibilités Des Systèmes De Conduite
Les systèmes de conduite se composent du système de conduite de production, du système de conduite de sécurité et du système de conduite de sauvegarde. Le système de conduite de sécurité permet de mettre et de maintenir les installations en état sûr après une défaillance du système de conduite de production ayant conduit à son indisponibilité. Le système de conduite de sauvegarde permet d'assurer la conduite en état de sauvegarde des fonctions importantes pour la sûreté, en cas de perte totale des systèmes de production et de sécurité ou de perte totale d'alimentation électrique normale et secourue.
Les règles générales d'exploitation (RGE) de l'atelier T1 prévoient la gestion des indisponibilités partielles ou totales des différents systèmes de conduite présentés ci-dessus. Lors de la visite en salle de conduite et dans l'atelier, il a été examiné les conduites à tenir lors de quelques configurations d'indisponibilités des systèmes de conduite. A cette fin, l'exploitant utilise en particulier la consigne relative à la conduite à tenir en cas de perte contrôle commande. Les inspecteurs ont relevé la bonne maîtrise des situations d'indisponibilités par les équipes d'exploitation. Il est à noter que l'exploitant à engager un travail de relecture de la consigne afin de clarifier la gestion des indisponibilités qu'il conviendra de mener à terme en intégrant les remarques ci-après. En effet, il ressort de l'inspection que la transposition des situations d'indisponibilités décrites dans les RGE n'est pas complète dans la conduite à tenir visée ci-dessus. Cela ne facilite pas la tâche des équipes d'exploitation. En particulier, il a été relevé :
- **que la transposition des situations décrites dans les RGE n'apparaît pas intégralement dans la**
conduite à tenir visée ci-dessus à disposition des équipes d'exploitation en salle de conduite. C'est notamment le cas de la situation de perte totale de tous les moyens de conduite pour laquelle les RGE prévoient de surveiller et conduire en local le fonctionnement des fonctions importantes pour la sûreté. L'exploitant a cependant explicité en local quelque uns de ces moyens. Ces moyens méritent d'être identifiés au préalable et décrit dans un document opérationnel ;
- **que la situation de perte totale du système de production et du tableau de sécurité n'est pas**
traduite intégralement dans la conduite à tenir. Les RGE demandent un passage en conduite de sauvegarde alors que la conduite à tenir renvoie partiellement vers une fiche d'action du mode opératoire de sauvegarde sans tenir compte par exemple du suivi de la température des cuves ;
- **que la description des actions à réaliser ne renvoie pas toujours vers le document opérationnel**
approprié. C'est le cas par exemple de la surveillance de la température des cuves qui est demandé par les fiches 2 et 4 de la conduite à tenir sans en préciser les moyens de la réalisation.
Demande II.1 : Transposer intégralement dans la documentation opérationnelle d'exploitation les conduites à tenir prévues dans les RGE en cas d'indisponibilités d'un ou des deux tableaux de repli. Demande II.2 : Compléter la conduite à tenir en cas de perte totale du système de production et du tableau de sécurité afin de prendre en compte le passage en conduite de sauvegarde. Demande II.3 : Clarifier la description des actions à réaliser en renvoyant le cas échéant vers la consigne liée à la conduite depuis le tableau de sécurité ou vers le mode opératoire de sauvegarde.
## Indisponibilité D'Un Tableau De Repli
Les règles générales d'exploitation prévoient qu'en cas d'indisponibilité d'un tableau de repli (le second ainsi que les autres systèmes de conduite étant opérationnels), l'installation soit configurée sur le tableau de repli disponible.
Lors de la visite en salle de repli, l'exploitant a été interrogé sur la configuration à opérer appelée par les RGE. Les inspecteurs ont relevé qu'il n'existait pas de documentation opérationnelle décrivant les opérations à réaliser (cf. II.1 ci-dessus) et que l'intégralité des moyens de commande ou de suivi d'un tableau de repli ne pouvait pas être configurée sur l'autre tableau de repli. Demande II.4 : Clarifier la gestion de l'indisponibilité d'un tableau de repli. Compléter et/ou modifier le cas échéant les documents opérationnels afin de prendre en compte de manière cohérente et efficace la gestion de l'indisponibilité d'un tableau de repli.
## Changement De Mode De Fonctionnement Du Système De Conduite De Production
Le système de conduite de production assure la conduite immédiate de l'installation, lorsqu'elle est en état de production ou en état de veille. Il fonctionne selon différents modes, notamment le mode automatique et le mode manuel asservi ou manuel essai. Les règles générales d'exploitation de l'atelier T1 précisent que toute sortie du mode de conduite automatique doit faire l'objet d'une application des consignes d'exploitation de chaque unité. Les inspecteurs ont relevé lors de l'examen par sondage de situation de sortie du mode automatique en mode manuel asservi ou manuel essai que les consignes des unités ne précisaient pas les situations de sortie du mode de conduite automatique et sous quelle condition de réalisation. On peut citer l'exemple du cisaillage où un temps long de coupe peut être symptomatique d'un blocage de grille dans la cisaille. Dans cette situation, un déblocage par passage en mode manuel asservi peut s'avérer nécessaire. La consigne de l'unité n'indique pas ce passage bien qu'en exploitation c'est cette pratique qui peut être mise en œuvre. Néanmoins, les consignes des unités précisent que les sorties du mode automatique doit faire l'objet d'une autorisation du chef de quart ou du chef d'installation en fonction du mode manuel (asservi ou essai). Cependant, ces autorisations ne font l'objet d'aucune traçabilité.
Demande II.5 : Assurer la formalisation de toute sortie de mode automatique conformément aux règles générales d'exploitation, afin d'encadrer les conditions de réalisation du changement de mode.
## Autorisation D'Exercer
Les règles générales d'exploitation de l'atelier prévoient que les opérateurs doivent disposer d'une autorisation d'exercer (AE) pour la conduite d'une unité ou d'un groupe d'unités conformément à la procédure ELH-2004-014225. Cette dernière concerne la délivrance des AE aux opérateurs et prévoit le cursus permettant d'aboutir à la délivrance de l'AE. Il revient, selon la procédure, au chef d'installation de délivrer l'AE après l'entretien d'évaluation.
Les inspecteurs ont relevé par sondage que l'entretien et la délivrance de l'autorisation d'exercer n'était pas systématiquement réalisée par le chef d'installation mais par d'autres personnes de l'encadrement non désignées dans une note de délégation.
Demande II.6 : Assurer la délivrance de l'autorisation d'exercer aux opérateurs conformément à la procédure ELH-2004-041225 en ce qui concerne l'entretien d'évaluation et la délivrance de l'AE.
## Tenue Au Séisme
L'article 2.5.1 de l'arrêté du 7 février 20122 **prévoient que l'exploitant identifie les éléments importants**
pour la protection (EIP), les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour.
L'exploitant a défini les équipements de l'alimentation électrique de sauvegarde (tableau électrique, tableau d'auxiliaire et alimentations électriques des équipements participant à la sauvegarde) en tant qu'EIP. Une des exigences définies concernant ces EIP est qu'ils fassent l'objet de dispositions spécifiques permettant d'assurer l'intégrité et/ou le fonctionnement de l'équipement après séisme majoré de sécurité.
Les inspecteurs ont relevé dans la salle de repli 292-1 qu'une des armoires électriques ne disposait pas de supportage complémentaire visible dans leur partie supérieure contrairement aux autres armoires de cette salle. Les inspecteurs s'interrogent sur la prise en compte de l'exigence définie indiquée cidessus.
Demande II.7 : Vérifier que des dispositions d'études et de construction associées à l'armoire électrique du local de repli 292-1 ont été prises permettant d'assurer son intégrité et/ou son fonctionnement en cas de séisme majoré de sécurité.
## Iii. **Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn** Activité Importante Pour La Protection (Aip)
L'article 2.5.2 de l'arrêté du 7 février 2012 prévoit que l'exploitant identifie les activités importantes pour la protection (AIP), les exigences définies (ED) afférentes et en tient la liste à jour. L'article 2.5.3 de l'arrêté visé ci-dessus prévoit que chaque AIP fasse l'objet de contrôle technique et de vérifications par sondage. L'exploitant a défini dans la catégorie AIP Exploitation l'élaboration des consignes à caractère durable
(CCD) en lien avec l'exploitation des équipements importants pour la protection (EIP). Le contrôle technique prévoit la relecture annuelle des CCD pour statuer sur leur validité et/ou leur intégration dans le référentiel documentaire. Il a été relevé que la traçabilité limitée du contrôle technique ne permettait pas d'avoir connaissance aisément de la date de création de la CCD. En particulier si sa création est antérieure à l'année de relecture, le choix de son intégration dans le référentiel documentaire n'est pas facilité.
Constat III.1 : Assurer la traçabilité du contrôle technique de l'AIP Exploitation relative à l'élaboration des consignes à caractère durable afin d'intégrer l'historique de création.
## Locaux Électriques
Lors de la visite, les inspecteurs ont constaté la mauvaise fermeture d'armoires électriques dans les salles 546-2 et 547-2 ainsi que la présence de multiprises électriques dans la seconde.
* *
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**, 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.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
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
signé Hubert SIMON |
INSSN-CAE-2023-0093 | Référence courrier : CODEP-CAE-2023-025319 **Caen, le 18 avril 2023**
Monsieur le Directeur de l'établissement ORANO
Recyclage de La Hague BEAUMONT HAGUE
50444 LA HAGUE Cedex Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Lettre de suite de l'inspection du 4 avril 2023 sur le thème de la surveillance des intervenants extérieurs N° dossier : **Inspection n° INSSN-CAE-2023-0093** Références : [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) en référence concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 4 avril 2023 sur le site Orano Recyclage de La Hague sur le thème de la surveillance des intervenants. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet a concerné le thème de la surveillance des intervenants extérieurs pour le périmètre de l'Unité Opérationnelle TRaitement (UOTR) qui regroupe les ateliers de cisaillagedissolution du combustible, de séparation Uranium-Plutonium-Produits de fission, de purificationconditionnement du plutonium et de vitrification des produits de fission exploités par Orano Recyclage. L'inspection a permis d'examiner, par sondage, l'organisation mise en place en matière de surveillance des intervenants extérieurs et plusieurs plans de surveillance associés à des opérations réalisées par des intervenants extérieurs lors de l'arrêt pour exploitation (APE) qui s'est déroulé au 1er trimestre 2023. Les inspecteurs ont également assisté à une opération de surveillance menée par le service maintenance qui portait sur un contrôle périodique mis en œuvre par un intervenant extérieur.
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation mise en place pour la surveillance des intervenants extérieurs apparaît satisfaisante pour les opérations pilotées par la direction des programmes, mais perfectible pour les opérations pilotées par le pôle maintenance de l'UOTR. En particulier, les inspecteurs ont relevé la complétude et la bonne traçabilité de la surveillance réalisée sur les chantiers de remise en état des portées de joint de l'éjecteur 421040-254 de l'atelier T31 **et de raccordement** définitif de la ligne 4140 PR 34 de l'atelier R22**. Par contre, les inspecteurs considèrent que le pilotage**
et l'organisation des opérations de surveillance menées sur les contrats multi techniques de maintenance mériteraient d'être renforcés afin de maintenir le taux de surveillance lors des APE et de mieux flécher les thématiques des opérations de surveillance. L'exploitant devra donc apporter des réponses aux demandes formulées ci-dessous.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Sans objet
## Ii. **Autres Demandes** Organisation De La Surveillance Lors Des Arrêts Pour Exploitation
Les personnels du pôle maintenance de l'UOTR chargés de la surveillance des intervenants extérieurs réalisent cette mission en complément de leurs activités liées aux opérations de maintenance préventive ou curative. Or les périodes d'arrêts pour exploitation concentrent un grand nombre d'opérations de maintenance et de contrôles périodiques, ce qui génère une activité accrue pour les membres du pôle maintenance. Il en résulte que leur disponibilité pour conduire des opérations de surveillance est réduite et donc que le nombre d'opérations de surveillance est réduit pendant les APE,
alors qu'il y aurait lieu d'augmenter le nombre de visites de surveillance pendant ces périodes.
Demande II.1 : adapter l'organisation et la planification des visites de surveillance afin de maintenir le taux de surveillance des activités des intervenants extérieurs lors des APE.
## Surveillance Des Contrats Multi Techniques
Le pôle maintenance se fixe chaque année un objectif en terme de nombre global d'opérations de surveillance à réaliser pendant l'année. En parallèle, les personnels chargés de surveillance se voient affecter dans le cadre de leurs objectifs professionnels un objectif individuel en nombre de visites de surveillance. Par ailleurs, les intervenants extérieurs dans le cadre des contrats multi techniques font l'objet d'un plan de surveillance, cependant celui-ci ne précise pas à ce stade de nombre de visite de surveillance, ni de thématique spécifique de surveillance. Ainsi, ce sont les chargés de surveillance qui déterminent les thématiques des visites et leur planification. Cette situation ne permet pas de piloter le nombre de visites de surveillance pour un contrat donné, ni de s'assurer des thématiques traitées lors de ces visites de surveillance. Les inspecteurs ont également relevé que l'objectif en nombre de visites de surveillance pour les contrats de maintenance rattachés au pôle maintenance pour 2023 est de 350, alors qu'il était de 579 en 2022, mais avec un périmètre plus étendu en 2022 qu'en 2023, compte tenu des évolutions d'organisation internes.
Demande II.2 : détailler les plans de surveillance des contrats pilotés par le pôle maintenance, afin d'y intégrer les thématiques à examiner lors des visites de surveillance et un nombre minimum ou une périodicité minimale pour les visites de surveillance à réaliser. Demande II.3 : transmettre l'évolution de l'objectif du nombre de visite de surveillance en 2022 et 2023, à périmètre comparable (Pôle maintenance UOTR). Les nouveaux contrats multi techniques sont entrés en vigueur à compter du 3 avril 2023. Ils présentent l'avantage d'être d'emblée calés sur les périmètres des nouvelles unités opérationnelles (UOTR et UOCE3**). Les anciens contrats multi techniques ont donc pris fin à cette même date. Lors de**
l'inspection, vos représentants ont indiqué que la note de retour d'expérience associée à ces contrats passés n'était pas finalisée.
Demande II.4 : transmettre les notes de retour d'expérience de la surveillance des contrats multi techniques associés à l'UOTR, clos le 2 avril 2023, en veillant à identifier les références des Gembas associées.
Opération de surveillance d'un contrôle périodique sur pressostat de l'atelier T24 Les inspecteurs ont accompagné et observé un chargé de surveillance du pôle maintenance lors d'une opération de surveillance. L'intervenant extérieur concerné était chargé de réaliser un contrôle périodique sur un pressostat, dans le cadre d'un contrat multi technique. Dans ce cadre, les inspecteurs ont noté le bon positionnement du chargé de surveillance.
Le déroulement de ce contrôle périodique a conduit dans un 1er **temps à un résultat non conforme. Les**
intervenants ont engagé en temps réel les actions correctives nécessaires sur le pressostat contrôlé.
Ceci a permis dans un 2ème **temps d'obtenir un contrôle périodique conforme. Ainsi, les inspecteurs ont**
noté favorablement la rigueur de la traçabilité des contrôles périodiques qui ont donné lieu à deux fiches de contrôles successives (1ère non conforme, 2ème conforme) et la volonté de traiter la nonconformité dans les meilleurs délais. Par contre, les inspecteurs ont relevé la nécessité d'améliorer l'ergonomie du poste de travail pour ce contrôle périodique (absence de tablette pour poser les équipements, absence de protection pour prévenir le chute d'objet au travers du caillebotis et dans la rétention formant le fond de la cellule, … ) et le fait que l'intervention corrective sur l'équipement
(réglage du pressostat) soit engagée en l'absence de toute gamme ou mode opératoire.
La fiche Gemba qui constitue le compte rendu de cette opération de surveillance reprend les points cidessus et n'appelle pas d'observation particulière.
Demande II.5 : prendre les mesures nécessaires pour améliorer l'ergonomie du poste de travail pour ce type d'opération afin de faciliter la tâche des intervenants extérieurs, de réduire le risque de détérioration d'équipements voisins et de perte de pièces. Demande II.6 : veiller à ce que les opérations de maintenance corrective à la suite d'un contrôle périodique non conforme soient conduites avec l'ensemble de la documentation nécessaire.
## Investigations Sur Le Pot Pe 5005-3570 De L'Atelier R4
Des investigations ont été conduites sur cet équipement dans le cadre de la démarche d'Examen de Conformité Vieillissement (ECV) de l'établissement. Ces investigations sont réalisées par un intervenant extérieur. Ces opérations ont donné lieu à plusieurs visites de surveillance nommées Gemba, mais ce contrat n'a pas donné lieu à la mise en place d'un plan de surveillance spécifique.
Toutefois, la classe de ce marché étant de catégorie C2, vos représentants ont indiqué que la formalisation d'un plan de surveillance n'était pas obligatoire, conformément à la note 2017-042467.
Par contre, les inspecteurs ont relevé que le nom de l'intervenant extérieur surveillé n'était pas mentionné sur certaines fiches, telle la Gemba n°230 20 586. Demande II.7 : veiller à mentionner les noms des intervenants extérieurs surveillés afin de garantir la traçabilité des opérations de surveillance réalisées.
## Iii. **Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn**
Observation III.1 : la procédure référencée 2016-042881 relative à l'établissement d'un plan de surveillance pour les intervenants extérieurs titulaires de contrats de maintenance est actuellement en version 11, la dernière mise à jour ayant été effectuée en août 2020. Cette procédure nécessite une mise à jour afin d'intégrer les évolutions d'organisation liées au projet convergence. Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**,
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. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. 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 Gaëtan LAFFORGUE-MARMET |
INSSN-CAE-2023-0189 | Référence courrier : **CODEP-CAE-2023- 025175**
A Caen, le 26 avril 2023 Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50 340 LES PIEUX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Centrale nucléaire de Flamanville Lettre de suite de l'inspection du 12 avril 2023 sur le thème des prélèvements d'eau et des rejets d'effluents, et de la surveillance des rejets et de l'environnement N° dossier : **Inspection n° INSSN-CAE-2023-0189**
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 ASN n° 2018-DC-0640 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 19 juillet 2018 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvements et de consommation d'eau et de rejets dans l'environnement des effluents liquides et gazeux des INB n° 108, 109 et 167 ;
[4] Décision ASN n° 2018-DC-0639 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 19 juillet 2018 fixant les limites de rejets dans l'environnement des effluents liquides et gazeux des INB n° 108, 109 et 167 ;
## 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 été réalisée sur le CNPE de Flamanville sur le thème des prélèvements d'eau et des rejets d'effluents, et de la surveillance des rejets et de l'environnement. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection inopinée du 12 avril 2023 portait sur l'application du protocole tripartite (ASN/IRSN/CNPE) relatif à la réalisation de prélèvements inopinés et de mesures d'échantillons d'effluents liquides et gazeux rejetés par le site. Des prélèvements ont été échantillonnés afin d'intercomparer les résultats d'analyses réalisées par vos soins selon les modalités usuelles avec ceux obtenus par des laboratoires indépendants agréés. Des échantillons témoins sont conservés à des fins de contreexpertise si nécessaire. Aussi cette inspection a permis de vérifier le respect des décisions en références [3] et [4] fixant respectivement les modalités de prélèvement et de consommation d'eau, de rejet d'effluents et de surveillance de l'environnement et les valeurs limites de rejets des effluents dans l'environnement des installations nucléaires de base du CNPE de Flamanville. La liste des points ayant fait l'objet d'un prélèvement est la suivante :
**Réservoir T - KER (Îlot nucléaire - effluents radioactifs issus du circuit primaire) ;** **Réservoir Ex - SEK (Salle des machines - effluents chimiques issus du circuit secondaire) ;** **Barboteurs Cheminée tranche 1 ;** **Barboteurs Cheminée tranche 2 ;**
**Piézomètre 18 (eaux souterraines) ;** **Piézomètre 15 (eaux souterraines) ;**
**Emissaire R4 (eaux pluviales) ;**
**Emissaire R5 (eaux pluviales) ;**
Les résultats des analyses sont attendus dans les semaines à venir.
Les inspecteurs ont également examiné, en salle par sondage, des rapports d'essais périodiques des chaines de contrôle de l'activité gamma global des rejets KER, les résultats des contrôles réalisés sur les installations de prélèvement d'eau des stations de pompage de Siouville et de la Diélette, et les rapports de remise en conformité de réseaux d'eaux pluviales et de test de gonflage des obturateurs placés sur certains émissaires de rejet d'eaux pluviales. Les inspecteurs ont aussi contrôlé le registre de surveillance journalière du bon fonctionnement de communication entre la baie incendie de l'unité Mobile d'Enrobage MERCURE (UME)1 **et la salle de commande, les conditions de raccordement de la**
ventilation de l'UME à la ventilation du bâtiment, et le suivi d'engagements liés à des précédentes inspections sur le thème de l'environnement.
Les inspecteurs se sont enfin rendus en haut de falaise dans la zone proche des bassins de rétention d'eau ultime afin de contrôler des hypothèses prises pour justifier la non-nécessité de confiner à la source les eaux d'extinction en cas d'incendie d'un bâtiment d'entreposage de matériel.
Le programme de prélèvements s'est déroulé de façon satisfaisante. **Aussi, l'inspection a mis en exergue**
des constats pour lesquels il vous est demandé d'engager des actions de remédiation. Et ce notamment concernant certains équipements nécessaires aux prélèvements d'eau dans l'environnement et à la surveillance des rejets qui ne sont pas correctement entretenus.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Sans objet
## Ii. **Autres Demandes** Prélèvements
Dans le cadre de l'application de l'article 9.2 de l'arrêté en référence [2], les inspecteurs ont fait procéder à la réalisation de prélèvements d'échantillons en plusieurs points du site :
**Réservoir T - KER (Îlot nucléaire - effluents radioactifs issus du circuit primaire) ;**
**Réservoir Ex - SEK (Salle des machines - effluents chimiques issus du circuit secondaire) ;**
**Barboteurs Cheminée tranche 1 ;** **Barboteurs Cheminée tranche 2 ;** **Piézomètre 18 (eaux souterraines) ;** **Piézomètre 15 (eaux souterraines) ;**
**Emissaire R4 (eaux pluviales) ;** **Emissaire R5 (eaux pluviales) ;**
Demande II.1 : Transmettre l'ensemble des résultats des analyses dès réception et au plus tard dans un délai d'un mois.
## Entretien Des Équipements Permettant La Surveillance Des Rejets D'Eau Pluviale
Dans le cadre de l'application de l'article [EDF-FLA-182] de la décision en référence [3], la concentration en hydrocarbures est contrôlée au niveau de chacun des émissaires du réseau d'eau pluviale au moyen d'une mesure mensuelle sur un échantillon moyen sur 24 heures.
Les inspecteurs ont contrôlé les dispositifs de prélèvement d'eau dans les émissaires de rejets des eaux pluviales 4 et 5, au niveau de l'ilot nucléaire. Les inspecteurs ont constaté le bon fonctionnement des préleveurs automatiques, qui sont placés dans des armoires réfrigérées à 5°C ± 3°C afin de garantir leur conservation et donc la représentativité des concentrations en polluants dans l'attente de leur analyse. Néanmoins, les inspecteurs ont identifié des températures de conservation supérieures à 12°C,
correspondant à la température ambiante du local. Vos représentants ont confirmé que les équipements de réfrigération ne sont plus fonctionnels.
Par ailleurs, les inspecteurs les ont interrogés sur les réglages du dispositif de prélèvement, notamment la hauteur de la canne présente dans les conduites de rejet et sur la représentativité des échantillons prélevés suivant les débits liés à la pluviométrie. Demande II.2.a : Rétablir dans les meilleurs délais le respect de la température de conservation des échantillons prélevés dans chacun des émissaires de rejet d'eau pluviale du site. Demande II.2.b : Analyser l'aspect déclaratif de cet écart à l'article 3.4 de la décision modalités de Flamanville en référence [3].
Demande II.2.c : Transmettre la note technique qui décrit notamment les réglages des cotes de hauteur des cannes de prélèvement dans chaque émissaire de rejet d'eau pluviale du site. Préciser également votre analyse de la représentativité de ces prélèvements au regard de la mesure en hydrocarbures dissous.
## Entretien, Maintenance Et Contrôle Des Ouvrages De Prélèvement D'Eau En Rivière
L'article [EDF-FLA-150] de la décision en référence [3] dispose que « **des contrôles sont effectués** régulièrement sur les installations de prélèvement d'eau afin de vérifier la validité des résultats fournis par les dispositifs de mesure des débits ou l'estimation réalisée à partir des pompes de prélèvement » Les inspecteurs ont demandé à vos représentants les derniers contrôles réalisés sur les équipements permettant d'établir les mesures de volume et des débits prélevés en eau douce dans Grand Douet, Petit Douet et Diélette.
Ils ont constaté que le débitmètre 0SEA002MD mesurant le débit prélevé dans la Diélette et le débitmètre 0SEA001MD mesurant le débit prélevé dans le petit Douet n'avaient fait l'objet d'aucun contrôle avant 2020. Vos représentants ont indiqué que suite à un contrôle d'étalonnage mi 2020 non conforme sur ces deux débitmètres, leur remplacement a été réalisé en mai 2021. Ils ont également indiqué qu'aucun contrôle métrologique ne sera réalisé sur ces appareils avant leur changement qui est actuellement prévu sept ans après leur installation.
Demande II.3.a : Indiquer les équipements utilisés pour établir les bilans mensuels figurant dans les registres réglementaires des volumes prélevés et débits de prélèvements dans respectivement Petit Douet, Grand Douet et Diélette. Demande II.3.b: Justifier que les opérations de contrôle et de maintenance planifiés et réalisés sur ces dispositifs permettent d'assurer de la validité des résultats fournis et exploités dans les registres réglementaires.
Demande II.3.c : Analyser le caractère déclaratif de l'écart aux articles [EDF-FLA-147], [EDF-FLA150] et [EDF-FLA-151] de la décision modalités du site de Flamanville, au regard de l'absence de contrôles réalisés sur les débitmètres 0SEA001MD et 0SEA002MD avant 2020, et du délai de un an entre la détection des non-conformités détectées lors des contrôle en 2020 et les remplacements réalisés en 2021. Stockage de capacités mobiles et balisage chantier en zone surveillée L'article 4.3.3 de l'arrêté en référence [2] indique que **« les stockages ou entreposages de récipients ainsi que** les aires de chargement et de déchargement des véhicules-citernes et des véhicules transportant des capacités mobiles qui sont susceptibles de contenir des substances radioactives ou dangereuses en quantité significative sont équipés de capacités de rétention ». Les inspecteurs ont noté la présence de nombreux fûts de 120 l contenant de l'eau sous les cuves bétons de stockage des effluents radioactifs issus du circuit primaire, dont notamment 6 fûts dans le local XA407 et 13 fûts dans la galerie XA0404, non munis de rétention. A noter que 4 fûts sur rétention se trouvaient également dans le local XA411.
Demande II.4.a : Expliquer l'origine des effluents radioactifs contenus dans ces différents récipients et informer des actions que vous allez mener afin de résorber et d'éviter de renouveler cette situation, notamment au regard de l'absence de rétention dans ces locaux non classés zones contrôlées.
Par ailleurs, les inspecteurs ont noté qu'un panneau interdisait l'accès à un chantier 0KER1ACdans le local XA407 depuis le 28/03/2023, sans donner de précisions sur le motif de l'interdiction ni de prescriptions pour une décontamination. Demande II.4.b : Remettre en conformité le chantier dans ce local non classé zone contrôlée dans les meilleurs délais et, dans l'attente, indiquer sur la fiche descriptive présente en local les précisions sur l'attendu en terme de logistique ou de décontamination.
## Bilan De La Campagne Mercure 2022
Le CNPE de Flamanville a réalisé une campagne d'enrobage des résines actives avec l'unité mobile d'enrobage MERCURE, dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires des deux réacteurs du 30 août 2022 au 12 décembre 2022. La machine d'enrobage et de conditionnement est équipée d'un circuit spécifique de ventilation raccordé au collecteur d'extraction du local d'accueil. Les inspecteurs ont contrôlé le respect des valeurs minimales de débit d'extraction mesuré préalablement au démarrage de l'unité, au niveau du collecteur de chaque local d'accueil. Ils ont relevé une incohérence entre les valeurs obtenues sur les réacteurs 1 et 2. La valeur de 1850 m3/h obtenue sur le réacteur n°2 est en effet bien supérieure à celle attendue (460 m3/h) et à celle obtenue sur le réacteur n°1. Demande II.5 : Expliquer la différence de mesure entre les deux réacteurs des débits d'extraction dans la gaine au niveau du piquage de l'unité mobile de conditionnement des résines actives entre les deux réacteurs.
## Analyse Des Résultats D'Analyses Tritium Du Piézomètre 18
Un marquage en tritium des eaux souterraines dans le piézomètre 0SEZ018PZ avait été mis en évidence en novembre 2015. Ce piézomètre avait fait l'objet d'une surveillance renforcée entre mars 2016 et janvier 2020. Vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter, lors de l'inspection, de bilan des mesures en tritium réalisées mensuellement depuis la levée de cette surveillance, ni d'analyse des évolutions potentielles d'une persistance de marquage. Demande II.6 : Présenter un bilan des mesures en tritium réalisées mensuellement sur les eaux souterraines du piézomètre 18 entre janvier 2020 et mars 2023, en analysant les résultats obtenus.
## Iii. **Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn** Confinement Liquide
Les inspecteurs ont également axé leurs contrôles, par sondage sur des dispositions matérielles et organisationnelle mises en œuvre par le CNPE de Flamanville sur la thématique du confinement liquide.
Ils ont vérifié sur le terrain que les tourets de câbles présentant un fort potentiel calorifique à proximité du bâtiment SNEF en haut de falaise avaient été déplacés.
Par ailleurs, ils ont contrôlé l'exécution des contrôles annuels réalisés dans le cadre de la prestation de pompage du site des séparateurs d'hydrocarbures des parkings sud et haut de falaise. Vos représentants ont expliqué l'absence de pompages en 2022 par le changement de prestataire et que seul un contrôle visuel avait été réalisé.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envoi figurant ci-dessous**,
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. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. 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, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef du pôle EPR-REP
signé Jean-François BARBOT |
INSNP-DEP-2023-0245 | Référence courrier :
CODEP-DEP-2023-024363 Monsieur le Président de Framatome Tours AREVA 92084 PARIS LA DEFENSE CEDEX
Dijon, le 13 avril 2023 Objet : Contrôle de la fabrication des équipements sous pression nucléaires (ESPN)
FRAMATOME - usine de Saint-Marcel Inspection INSNP-DEP-2023-0245 du 29 mars 2023 EPR Flamanville - fabrication du couvercle de cuve de remplacement
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V
[2] Directive 2014/68/UE du 15 mai 2014 relative à l'harmonisation des législations des Etats membres concernant la mise à disposition sur le marché des ESP
[3] Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à assurer leur protection
## Monsieur Le Président,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle de la fabrication des équipements sous pression nucléaires (ESPN) en référence, une inspection courante de vos services a eu lieu le 29 mars 2023 dans l'usine Framatome de Saint-Marcel (71) sur le thème de la mise en œuvre des opérations de fabrication et de contrôle d'un ESPN.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection, ainsi que les demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet s'est déroulée dans le cadre de l'évaluation de la conformité du couvercle de cuve de remplacement destiné au réacteur EPR de Flamanville, menée selon l'arrêté en référence [3]. Elle a porté sur les opérations de soudage des adaptateurs de mécanismes de commande de grappes et d'instrumentation sur le couvercle, ainsi que sur les opérations de contrôle mises en œuvre au cours du soudage. En synthèse, et sur la base de l'examen réalisé par sondage, les inspecteurs considèrent que le procédé de soudage a été amélioré et qu'il fait l'objet d'une forte attention de l'encadrement s'appuyant sur une grande disponibilité des contrôleurs et de l'assistance technique. Cependant les inspecteurs notent que la traçabilité des reprises de soudage doit être améliorée.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Traçabilité Des Reprises De Soudage
Le personnel de Framatome a mentionné une reprise de la passe racine de l'adaptateur 85. Cette reprise est autorisée sous certaines conditions définies dans la fiche d'instruction de fabrication « Soudage des adaptateurs et TI » référencée TMXIES/NCR0018. Au travers de l'outil de suivi de production, Framatome a pu mettre en visibilité des inspecteurs les deux périodes de soudage de la passe racine de cet adaptateur (soudure initiale et sa reprise). Framatome n'a cependant pas présenté d'enregistrement permettant de localiser la zone objet de cette reprise, ni les dimensions de celle-ci. Demande II.1 : Assurer la traçabilité des opérations de reprise de soudage et de réparation de la passe racine, en précisant **les paramètres à conserver, leurs modalités d'enregistrement et** d'information des intervenants concernés.
Demande II.2 : **Justifier que la reprise du cordon de la passe racine de l'adaptateur 85 a été effectuée**
conformément à la fiche d'instruction de fabrication « **Soudage des adaptateurs et TI** » en fournissant les éléments de traçabilité associés. Demande II.3 : Définir **pour les différentes phases de soudage des adaptateurs, la traçabilité** nécessaire des opérations de reprise de soudage et de réparation, en précisant **les paramètres à**
conserver, leurs modalités d'enregistrement et d'information de**s intervenants concernés.**
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn Enregistrement Des Données Brutes Du Ressuage
Framatome réalise des ressuages réguliers des soudures. Les indications sont dans un premier temps relevées par les contrôleurs sur des cahiers, puis retranscrites sur des formulaires qui sont alors stockés au poste de soudage. Les formulaires mentionnent pour chaque ressuage la date, le numéro de l'adaptateur concerné, les positions et caractéristiques des indications. Les formulaires comptent également des colonnes nommées « Conforme / non conforme » et « Eliminée Oui/Non ». Ces colonnes sont remplies dans de nombreux formulaires mais il a été identifié que pour certains adaptateurs comme les 56 et 95, les relevés étaient incomplets. Le formulaire statuant sur indications non conformes n'était pas complété pour justifier de l'élimination des indications laissant ainsi le formulaire en état de non-conformité. Observation III.1 : **Assurer un remplissage complet des formulaires de ressuage pour garantir** l'enregistrement **des données brutes.** 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 Président, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du BECEN de l'ASN/DEP
SIGNE
François COLONNA |
INSSN-CAE-2023-0238 | Référence courrier :
CODEP-CAE-2023-024397 Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 **450 CANY-BARVILLE**
À Caen, le 13 avril 2023 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Lettre de suite de l'inspection du 11 avril 2023 sur le thème des dispositifs auto-bloquants et des programmes des opérations d'entretiens et de surveillance N° dossier : Inspection n° INSSN-CAE-2023-0238.
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] - Annexe 5 de l'arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaire et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection.
[4] - Doctrine de maintenance dispositifs auto-bloquants des tuyauteries - D455032064002 - indice 2 [5] - Programme de Base de Maintenance Préventive - Dispositif auto-bloquants des tuyauteries du CPP et des CSP des tranches 1300MWe - D4550.32-13/8474 - indice 2
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le11 avril 2023 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Paluel sur le thème des dispositifs auto-bloquants et des programmes des opérations d'entretiens et de surveillance sur les équipements sous pression nucléaires (ESPN). Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 11 avril qui s'est déroulée dans votre établissement avait pour thématique principale les dispositifs auto-bloquants (DAB) et les programmes des opérations d'entretiens et de surveillance (POES) sur les équipements sous pression nucléaires (ESPN). Les DAB sont des systèmes permettant de préserver les tuyauteries et les composants contre les sollicitations dynamiques à l'instar des séismes. Ces matériels font partie des équipements importants pour la protection tel que défini dans l'arrêté en référence [2]. Les POES, rédigés selon l'arrêté en référence [3], sont des programmes permettant de vérifier le maintien du niveau de sécurité des équipements sous pressions nucléaires.
Les inspecteurs ont ainsi pu vérifier la bonne application par le CNPE des programmes de base de maintenance préventive (PBMP) relatif aux DAB, le suivi de ce matériel, l'organisation de la maintenance et la gestion des écarts rencontrés. Concernant les POES, les inspecteurs ont vérifié par sondage la bonne réalisation des contrôles prévus par vos programmes, le suivi des engagements et le suivi des plans d'actions (PA). Les inspecteurs ont également effectué un contrôle des DAB dans l'installation au niveau du bâtiment réacteur n°1 et du bâtiment des auxiliaires nucléaires.
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation et le suivi du CNPE de Paluel sur ces matériels et ces programmes se révèlent être globalement satisfaisants. Les inspecteurs considèrent que le suivi de la maintenance, la gestion des écarts sur les DAB semblent robustes. Les POES apparaissent également être traités de manière adéquate Néanmoins, les inspecteurs ont noté un certain nombre de constats et certaines incohérences dans les documents présentés par vos représentants. En particulier, ils souhaitent que vous vous positionniez sur une éventuelle déclaration d'événement significatif au sujet de quatre PA concernant l'absence de remplacement de DAB NORDON.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Néant
## Ii. Autres Demandes Non Remplacement Des Dab Nordon
L'article 2.5.1 de l'arrêté en référence [2] dispose que : « I. - *L'exploitant identifie les éléments importants* pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour.
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. […] »
Au cours des échanges les inspecteurs ont constaté que quatre PA avaient été ouverts en 2022 concernant le non-remplacement de DAB NORDON. Vos représentants ont indiqué que les DAB modèles NORDON auraient dû être remplacés au début des années 2000 mais que cela n'avait pas été effectué sur le CNPE pour quatre d'entre eux (un par réacteur). Il est apparu que ces matériels n'étaient pas historiquement référencés par le CNPE dans la liste des DAB existant sur le site. Ils n'apparaissaient donc pas dans la liste des EIP1. En conséquence, aucune opération de maintenance n'a été effectuée sur ce matériel, remettant ainsi en cause directement leur disponibilité. Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur l'éventuel aspect déclaratif de cet écart. Vos représentants ont indiqué qu'il n'y avait pas eu d'analyse effectué sur cet aspect. Au jour de l'inspection il ne restait plus qu'un remplacement à effectuer sur le réacteur numéro 3.
Demande II.1 : **Transmettre l'analyse de l'aspect déclaratif de ces écarts à l'arrêté du 7 février 2012** sous un mois. Transmettre l'échéance prévue pour le remplacement du dernier DAB**, en précisant** si celui-ci est conforme à votre programmation initiale.
## Incomplétude Des Gammes De Maintenance Des Dab
Les PBMP liés au DAB vous prescrivent de réaliser différents contrôles à froid et à chaud. Pour cela, les intervenants utilisent une gamme dans laquelle doit être renseignées différentes informations dont le modèle du DAB ou encore les valeurs des relevés. Les inspecteurs ont constatés que les intervenants ne mentionnaient pas le type de DAB alors qu'il s'agit a priori d'un attendu. Demande II.2 : S'assurer que les gammes de maintenance sont correctement **renseignées et ne** présentes pas de lacunes.
## Identification De L'Activité De Maintenant En Tant Qu'Aip
L'article 2.5.2 de l'arrêté en référence [2] 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 pos*teriori. L'organisation mise en œuvre prévoit notamment des actions* préventives et correctives adaptées aux activités, afin de traiter les éventuels écarts identifiés. » Les DAB étant des EIP, toutes activités de maintenance ou de contrôle sur ces matériels est une activité importante pour la protection (AIP). Les inspecteurs ont souhaité connaître la manière dont le CNPE
avait identifié cette activité comme une AIP. Vos représentants n'ont pas été en capacité de fournir cette information lors de l'inspection.
Demande II.3 : Caractériser les activités de maintenance et de contrôle sur les DAB comme une AIP **dans vos documents opératoires.**
## Incohérence Entre L'Organigramme Et Les Gammes D'Intervention
Les inspecteurs ont souhaité consulter l'organigramme de l'entreprise intervenant pour les contrôles des DAB. Il a été constaté une incohérence entre l'organigramme transmis pour cette activité et un des intervenants mentionné dans la gamme opératoire. En effet, ce dernier n'apparaissait pas dans l'organigramme. Vos représentants n'ont pas été en capacité de fournir une explication sur ce point aux inspecteurs. Demande II.4 **: S'assurer que les intervenants mentionnés dans les gammes opératoires sont**
effectivement présents sur les organigrammes des entreprises intervenants.
## Incohérence Entre La Doctrine De Maintenance Et Les Pbmp (Programme De Base De Maintenance)
Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur le nombre de DAB qui ont été contrôlés sur banc d'essai. Vos représentants ont indiqué que le CNPE transmet, conformément au PBMP [5], 5 DAB car le nombre de ces dispositifs est compris entre 25 et 100. La doctrine de maintenance [6] précise, pour un nombre de DAB compris entre 25 et 100, la nécessité d'envoyer 7 DAB
pour contrôle sur banc d'essai. Les inspecteurs ont souhaité connaître la raison de cette différence entre les deux documents. Vos représentants n'ont pas été en mesure de fournir d'explication. Les inspecteurs ont noté que ces documents avaient été rédigés en 2014 pour le PBMP et 2016 pour la doctrine de maintenance. Demande II.5 : Indiquer si un réindiçage du PBMP est prévu, et son éventuelle échéance. Préciser si ce réindiçage intégrera les recommandations présentes dans la doctrine de maintenance.
## Précision Des Mesures Des Relevés De Mesure Sur Les Dab
Au cours de la visite, les inspecteurs ont souhaité que vos représentants présentent la méthode utilisée sur le terrain pour faire les relevés de mesure sur les DAB. Il a été constaté que ces mesures étaient effectuées par l'intermédiaire de réglettes, d'équerre ou de mètre ruban. Il apparaît que dans la majorité des cas ces instruments permettent de réaliser une mesure avec une précision suffisante au regard des contrôles qui vous sont demandés. Toutefois, pour certains DAB, les conditions d'accès ou la disposition des tuyauteries autour de ceux-ci ne permettent de réaliser une mesure avec une précision suffisante. Les instruments de mesure que vous utilisez ne paraissent donc pas pertinents. Demande II.6 **: Mettre en place des solutions permettant de vous assurer que les différents relevés**
sont réalisés avec une précision suffisante.
## Absence De Plaque D'Identification Sur Le Dab Ris Am 4
Lors de la visite, les inspecteurs ont constaté que le de DAB RIS AM4 situé dans le réacteur numéro 1 ne présentait pas de plaque d'identification.
Demande II.7 : Ajouter une plaque d'identification sur le DAD RIS AM 4 d**u réacteur numéro** 1. S'assurer de la présence de plaque pour les autres réacteurs du CNPE.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn Risque De Contact De Ligne Avec Un Chemin De Câble
Les inspecteurs ont constaté dans le local RD0802 que l'organe 1RCP083VN était particulièrement proche d'un chemin câble. Il en était de même pour une autre tuyauterie avec le même chemin de câbles.
## Présence D'Une Traversée Non Bouchée
Les inspecteurs ont constaté qu'une traversée à proximité directe d'un DAB dans le local RD0802 n'était pas bouchée. Cette traversée semblait être nécessaire dans le cadre de la sectorisation incendie.
Vous voudrez bien me faire part, **sous deux mois**, à l'exception de la demande II.1 pour lesquelles un délai plus court a été fixé, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**, 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.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. 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 division signé Jean-François BARBOT
Destinataire / Diffusion établissement CNPE de Paluel : [email protected] Diffusion externe
**IRSN** : [email protected]; [email protected]
**Copie via SIv2 :** PALUEL
**CLI :** [email protected] Diffusion interne
**CAEN** : Farhana OUESLATI ; Jean FRESNEDA ; Marie-Emilie LUCAS-ROHEE ; Pierre QUATREMARE ;
Jean-François BARBOT ; Gaëtan LAFFORGUE-MARMET
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive (zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr. Le lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-CHA-2023-0255 | Référence courrier :
CODEP-CHA-2023-024404 Châlons-en-Champagne, le 14 avril 2023 Madame la Directrice de la centrale nucléaire de Chooz BP 174 08600 CHOOZ
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Lettre de suite de l'inspection du 5 avril 2023 sur l'exploitation des cœurs et du combustible N° dossier : Inspection n° INSSN-CHA-2023-0255 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] DP 376 « Sécurisation de l'état de propreté et du conditionnement du CPP et du CSP lors des redémarrages à la suite d'un arrêt d'une durée inhabituellement longue » D309522028437 ind 0
[3] Référentiel managérial « Divergence » D455021005317 ind 0
[4] Vérification *flash* Maîtrise de la réactivité n° 21-061 ind 00 [5] Processus cœur combustible du palier N4 D542021001054 ind 0
[6] Lettre de suite de l'inspection du 9 août 2022 au CNPE du Bugey sur le thème de la maîtrise de la réactivité CODEP-LYO-2022-049217 [7]Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base (INB)
## Madame La Directrice,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en références concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 5 avril 2023 sur la centrale nucléaire de Chooz sur le thème « exploitation des cœurs et du combustible ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection avait pour objectif de contrôler par sondage la maîtrise, par l'exploitant, des activités liées à l'exploitation des cœurs et du combustible, dans le contexte du redémarrage de ses deux réacteurs après une durée d'arrêt inhabituellement longue, due notamment au traitement de l'impact de la corrosion sous contrainte mise en évidence sur les circuits d'injection de sécurité à la fin de l'année 2021. Les inspecteurs ont d'abord examiné l'organisation mise en place afin de réduire le risque de formation de dépôts sur les gaines des crayons de combustible après les redémarrages des réacteurs. Ce phénomène, favorisé par des arrêts longs et déjà observé lors du déchargement du réacteur n° 2 de Paluel en novembre 2019, peut conduire dans certains cas à des pertes d'étanchéité du combustible.
À ce titre, les inspecteurs ont contrôlé la bonne application de la demande particulière 376 [2], qui renforce les exigences associées aux caractéristiques du fluide du circuit primaire principal, des circuits et capacités auxiliaires. Les inspecteurs notent que le projet d'arrêt de tranche a intégré et décliné cette demande de manière satisfaisante. Ils notent également qu'aucune pollution notable du fluide primaire n'a été constatée à la suite des travaux de remplacement des tuyauteries d'injection de sécurité, en particulier pour le fer et le nickel, qui sont les principaux constituants d'éventuels dépôts sur le combustible. Toutefois, les inspecteurs ont constaté un non-respect de périodicité de mesure requise par ce référentiel.
Les inspecteurs ont également contrôlé, au laboratoire, l'étalonnage et la vérification de l'instrumentation dédiée aux mesures de concentration en métaux du fluide primaire. Ils notent que les conditions de réalisation de ces analyses sont satisfaisantes. Ils constatent cependant que les incertitudes pourraient ne pas être prises en compte pour l'exploitation des résultats de mesure.
Les inspecteurs se sont ensuite intéressés à la gestion des divergences et à la réalisation des essais physiques du cœur, prescrits par le chapitre X des règles générales d'exploitation (RGE). Ils notent que les analyses de second niveau des divergences, rédigées par l'ingénieur d'exploitation des cœurs et du combustible (IECC), sont de bonne qualité et dressent parfois des constats et des suggestions d'amélioration qui sont correctement pris en compte et suivis par le sous-processus cœur combustible.
Toutefois, les inspecteurs constatent des lacunes ponctuelles mais persistantes dans le tracé des courbes d'inverse de taux de comptage lors des divergences en cours de cycle. Ils considèrent que les visites managériales de terrain (VMT) pourraient permettre de piéger ces écarts.
Les inspecteurs ont également contrôlé par sondage la bonne réalisation des essais physiques du cœur après rechargement pour le réacteur 2, et en particulier les essais de requalification de l'instrumentation nucléaire remplacée au cours de l'arrêt. Ils notent que le site a anticipé de manière satisfaisante la réalisation de ce programme d'essais, rendu particulier par le remplacement de plusieurs détecteurs de l'instrumentation nucléaire et par l'utilisation de paramètres déterminés avant la mise à l'arrêt du réacteur pour le système de surveillance et de protection du cœur. Les inspecteurs ont constaté quelques défauts d'assurance qualité dans les dernières gammes renseignées d'essais physiques du réacteur 2. Enfin, les inspecteurs ont contrôlé par sondage le respect des prescriptions associées au déchargement et au rechargement du combustible pour les deux réacteurs. Ce point n'appelle pas de remarque de leur part.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet
## Ii. Autres Demandes Non-Respect D'Une Périodicité De Mesure À Réaliser Au Titre De La Dp 376
La demande particulière 376 (DP 376) [2] renforce les exigences associées aux caractéristiques *du fluide primaire* afin *de réduire le risque de corrosion des composants du circuit primaire principal, des circuits et capacités* auxiliaires ainsi que le risque de formation de dépôts sur les gaines des crayons combustible. La demande 2.3 de la DP 376 requiert de réaliser une mesure quotidienne de la concentration en sulfates dans le fluide du circuit primaire du réacteur (RCP) et dans le circuit de refroidisseme*nt du réacteur à l'arrêt (RRA),*
dès l'état d'arrêt pour rechargement du combustible (APR) et jusqu'à l'atteinte d'une température de 120 °C.
Les inspecteurs ont constaté que ces mesures quotidiennes n'ont pas été réalisées pour le réacteur 2 lors de sa dernière montée en température jusqu'à 120 °C en janvier 2023, ce qui constitue un écart à la DP 376.
Les inspecteurs constatent néanmoins que la concentration en sulfates du fluide primaire a été correctement suivie au titre des mesures hebdomadaires requises par les spécifications chimiques d'exploitation et qu'aucune pollution du fluide primaire en sulfates n'a été décelée lors de ces mesures.
Ils notent que l'organisation mise en place au titre de la DP 376 n'a pas permis de respecter une périodicité de mesure, alors qu'elle doit permettre de planifier et de réaliser les mesures requises par l'ensemble des documents du référentiel relatif à la chimie.
Demande II.1 : Après analyse des causes ayant conduit au non-respect de cette périodicité, **définir** une organisation permettant de respecter les périodicités des mesures conformément au référentiel relatif à la chimie du fluide primaire.
## Prise En Compte Des Incertitudes Pour L'Interprétation Des Mesures De Concentration En Métaux
Les mesures de concentration en métaux dissous dans le fluide primaire sont réalisées au laboratoire par un appareil à spectroscopie de masse à plasma induit par couplage inductif (ICP-MS). Lors de l'inspection du laboratoire, le préparateur a indiqué aux inspecteurs que les incertitudes de mesure, qui peuvent être de l'ordre de 30 à 60 %, ne sont pas prises en compte pour l'interprétation des résultats de dosage des métaux fournis par l'ICP-MS. Seuls les résultats bruts sont reportés dans l'application MERLIN et comparés aux valeurs limites à respecter.
Les inspecteurs considèrent que toute mesure destinée à vérifier une hypothèse du référentiel prescriptif doit intégrer l'incertitude associée. Ils constatent que cette incertitude pourrait ne pas toujours être prise en compte, et en particulier pour les dosages des métaux par ICP-MS.
Demande II.2 : Justifier de la prise en compte des incertitudes de mesure pour la détermination par ICP-MS de la concentration en métaux du fluide primaire.
## Suivi De L'Inverse Du Taux De Comptage Lors Des Divergences En Cours De Cycle
L'analyse de second niveau de la divergence du 3 octobre 2021 du réacteur 1 montre que le tracé des courbes d'inverse de taux de comptage et leur prolongement jusqu'à l'axe des abscisses n'ont pas été effectués. Il s'agit d'un écart au référentiel managérial relatif à la divergence des réacteurs [3]. La filière indépendante de sûreté (FIS) a effectué le même constat lors d'une vérification « *flash* » sur la maîtrise de la réactivité [4]. Il a été proposé en conséquence de sensibiliser les opérateurs par différents moyens sur l'importance d'effectuer ce tracé, qui constitue une parade au risque de divergence incontrôlée. Les inspecteurs notent que les supports rédigés pour étayer cette communication sont clairs et concis. Ils notent également que ces écarts sont partagés par l'ensemble des parties prenantes du sous-processus cœur combustible, auquel revient la maîtrise des opérations de divergence au titre de la note en référence [5]. Les inspecteurs constatent que le tracé des courbes d'inverse des taux de comptage n'a, de la même façon, pas été effectué pour le pré positionnement des groupes de régulation lors de la divergence du réacteur 2 du 5 mars 2023. Ils considèrent donc que les lacunes dans le tracé des courbes d'inverse des taux de comptage sont persistantes, bien qu'une sensibilisation et des rappels soient régulièrement effectués et qu'une trame de visite managériale de terrain (VMT) intègre explicitement ce point dans la liste des sujets à vérifier. L'ASN note par ailleurs que ces lacunes dans le tracé des courbes d'inverse de taux de comptage lors des divergences se retrouvent sur d'autres CNPE [6].
Demande II.3 : Réaliser le tracé des courbes d'inverse des **taux de comptage lors des divergences,** conformément à la méthode du référentiel managérial relatif à la divergence des réacteurs.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn Trames Des Visites Managériales De Terrain
Les inspecteurs ont examiné le programme des visites managériales de terrain (VMT) associées à la maîtrise de la réactivité. Ils notent que plusieurs trames sont à la disposition du vérificateur et que ces trames proposent une liste d'éléments à contrôler. Le choix de la trame à suivre et des points à vérifier revient au responsable de la VMT. Les inspecteurs notent que les trames proposées en support aux VMT relatives à la maîtrise de la réactivité sont de bonne qualité. Ils constatent toutefois qu'elles sont inégales vis-à-vis de profondeur d'analyse suggérée et que peu d'entre elles incluent la vérification du tracé de l'inverse du taux de comptage lors des divergences.
Observation III.1 : La vérification du tracé de l'inverse du taux de comptage pourrait faire l'objet d'un point de vérification systématique lors des VMT relatives à la maîtrise de la réactivité et effectuées dans le cadre d'une divergence.
## Défauts D'Assurance Qualité Dans Un Dossier De Suivi D'Intervention Du Réacteur 2
Les inspecteurs ont examiné le dossier de suivi d'intervention (DSI) référencé D454819012820 relatif au redémarrage et aux essais physiques du réacteur 2, dont la première divergence après rechargement à l'identique en cours de cycle a été effectuée le 3 février 2023. Observation III.2 : Des défauts d'assurance qualité **ont été relevés dans le DSI relatif au**
redémarrage et aux essais physiques du réacteur **2. En particulier, certaines activités ne sont pas**
datées et le contrôle technique d'une activité a été effectué par l'intervenant de cette même activité, ce qui est contraire aux dispositions de l'article 2.5.3 de l'arrêté INB [7]. Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois et selon les modalités d'envoi **figurant ci-dessous**, 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.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
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, Madame la Directrice, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division, signé par Mathieu RIQUART |
INSSN-LYO-2023-0435 | Lyon, le 26 avril 2023 Référence courrier : CODEP-LYO-2023-023253 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin Electricité de France CS 40009 26131 **ST PAUL TROIS CHATEAUX CEDEX**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Lettre de suite de l'inspection du 5 avril 2023 sur le thème « R.5.1. Génie Civil »
N° dossier : Inspection n° INSSN-LYO-2023-0435 Références : [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 5 avril 2023 sur la centrale nucléaire du Tricastin sur le thème « Génie Civil».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 5 avril 2023 a été conduite par les inspecteurs de l'ASN afin de vérifier les mesures de précaution mises en place lors du déploiement de la modification référencée PNPE 1119 « Protection de la bâche PTR ». Cette modification a pour but de protéger le réservoir du système de traitement et de refroidissement et de d'eau des piscines de désactivation (PTR) contre les tornades et les éléments agresseurs qui pourraient être projetés contre le réservoir. Les inspecteurs se sont particulièrement intéressés à la phase de levage des éléments de structure pré-assemblés, qui vont survoler certains éléments sensibles du CNPE, y compris le réservoir PTR lui-même. Les éléments pré assemblés ont pu être examinés sur place, ainsi que les supports installés sur le bâti existant, sur lequel sera fixée la structure de protection.
Les inspecteurs ont également vérifié l'état de revêtement des murs et des toitures extérieurs des bâtiments électriques (BL), réacteur (BR) et combustible (BK) du réacteur 1, celui-ci étant visible depuis le toit du BR.
Au vu de cet examen, il apparaît que les mesures de précaution prises lors de l'installation de la structure de protection du réservoir PTR sont satisfaisantes, notamment après étude des documents complémentaires transmis après l'inspection car non encore finalisés lors de celle-ci. La visite des toitures des BL et BR, avec vue sur la toiture du BK, était également satisfaisante.
# I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Tenue Mécanique Des Plots Des Réservations
Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur la tenue mécanique des reprises en bétonnage des réservations, où sont fixés les tirants métalliques sur lesquels vient ensuite s'arrimer la structure métallique. En effet, les inspecteurs ont constaté que les parois des réservations étaient lisses, et que, par conséquent, la dernière coulée de béton devant être réalisée ne pourrait pas être fortement solidaire du reste du bâti sans traitement particulier. Les tirants métalliques n'ayant qu'une faible profondeur dans le bâti hors réservations, le maintien en condition particulière de la structure pourrait ne pas être assuré, en cas de séisme notamment.
A la suite de l'inspection, vos représentants ont indiqué qu'une fiche de non-conformité (FNC) avait été ouverte pour traiter cette problématique. Cette FNC impose de réaliser des bouchardages des lèvres avant le bétonnage, permettant ainsi une meilleure adhérence des reprises en bétonnage sur le bâti existant.
Demande II.1 : **Fournir le compte rendu d'opération des bouchardages des réservations des voiles**
M1 et M3 avant leur reprise en bétonnage.
## Tolérance Des Essais D'Affaissement Réalisé Sur Les Échantillons De Béton
Vos représentants ont présenté aux inspecteurs les essais d'affaissement au cône d'Abrams, également appelé tests « Slump », réalisés sur les échantillons de béton utilisé pour la mise en place des fondations de la structure de protection. Les inspecteurs ont pu consulter la gamme d'essai qui indique une « tolérance du test », et une « incertitude de mesure » pour le résultat à obtenir. Les techniciens ont parfois utilisé le cumul des deux afin d'obtenir une validation de l'essai réalisé. Les inspecteurs ont fait remarquer à vos représentants qu'une considération conservative consisterait à retrancher l'incertitude de mesure de la tolérance de l'essai, et non de considérer le cumul des deux. Vos représentants n'ont pas été en mesure de confirmer lors de l'inspection la façon dont devait être interprétées les deux incertitudes.
A la suite de l'inspection, vos représentants ont indiqué qu'un Plan d'Action (PA) avait été ouvert à destination de la cellule Génie Civil de vos services centraux, afin de valider l'interprétation des résultats.
Demande II.2 **: Transmettre la réponse de vos services centraux, ainsi que le PA soldé.**
## Traitement De La Fiche De Non-Conformité (Fnc) N°119
Les inspecteurs ont constaté que la fiche de non-conformité (FNC) n°119 était présente dans les documents de chantiers avec la mention « Bon pour exécution (BPE) », alors qu'elle n'était pas encore validée par les services centraux. Même si la raison de la non validation semblait n'être qu'administratif, il n'est pas satisfaisant qu'une FNC soit présente avec la mention BPE sans validation par vos services centraux. En outre, les inspecteurs ont constaté lors de la visite du chantier, que le plan de montage de structure avait évolué à l'indice C sans que vos représentants n'aient été informés.
Dans les échanges qui ont suivis l'inspection, vos représentants ont indiqué qu'un PA avait été ouvert, avec une montée d'indice de la FNC, et que les plans impactés par la FNC seraient mis à jour après sa validation. Ils ont également indiqué qu'une surveillance serait réalisée sur la base de la FNC validée, et qu'un point d'arrêt spécifique concernant la validation de la FNC 119 avait été notifié dans le dossier de suivi d'Intervention (DSI) de l'entreprise prestataire. Demande II.3 : Transmettre les éléments cités **dans les échanges post inspection** :
- **PA à l'état clos**,
- **Résultat de la surveillance réalisée sur la base de la FNC validée,** - Partie du DSI validé contenant le point d'arrêt spécifique.
Demande II.4 : Tirer les enseignements de ces situations et mettre en place les dispositions pour éviter leur renouvellement.
## Blocage D'Une Des Portes De La Casemate « Ptr Bis » Par Des Assemblages D'Éléments De Structure
Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur le blocage par les assemblages des éléments de structure d'une des deux portes de la casemate PTR bis. Cette casemate contient les branchements sur lesquels la Force d'Action Rapide Nucléaire (FARN) vient connecter ses matériels afin de continuer à assurer le refroidissement de la piscine de désactivation, même en cas de perte des alimentations en eaux ou en électricité de la centrale.
Vos représentants ont indiqué que ce blocage avait été prévu, mais les inspecteurs n'ont pas pu voir, le temps de l'inspection, les justifications demandée. Ils ont également précisé après l'inspection que le système PTR Bis n'était pas requis par les Spécifications Techniques d'Exploitation (STE) à l'état VD4 phase A, donc que son blocage ne posait pas de problème.
Le système PTR bis étant valorisé dans le Rapport De Sûreté (RDS) du réacteur 1, l'explication donnée par vos représentants n'apparait pas satisfaisante à elle seule.
Demande II.5 : Transmettre l'analyse de sûreté du **blocage d'une des deux portes de la casemate**
contenant les branchements du système « PTR bis ». Demande II.6 : Transmettre le PA EQT et le PA DOCN liés au déploiement de la modification
« PTR bis **» sur le réacteur 1.**
## Présence D'Agresseurs Potentiels En Toiture
Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont constaté la présence de cailloux et de dallettes de circulation sur les toitures des bâtiments du réacteur, notamment sur les toit-terrasses et des éléments en préfabriqué à la sortie de l'escalier permettant l'accès aux toitures. Ces éléments pourraient représenter, lors d'événements climatiques extrêmes tels que des grands vents ou des tornades, des agresseurs pour les éléments extérieurs du réacteur, tel que le réservoir PTR.
Vos représentants ont confirmé dans les échanges qui ont suivi l'inspection qu'il n'était pas prévu pour l'heure de retirer ces éléments des toitures des différents bâtiments du réacteur. Demande II.7 : Transmettre l'analyse de sûreté sur la présence d**'éléments situés sur les toitures**
du bâtiment réacteur en considérant ces éléments comme des agresseurs potentiels lors d'événements climatiques extrêmes.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Qualité Du Plan De Contrôle
Observation III.1 : Les inspecteurs soulignent la qualité du plan de contrôle réalisé par le CNPE pour le suivi de la mise en place de la structure de protection du réservoir PTR selon la PNPE 1119.
## Suites Données À L'Indication Repérée 805 Sur Le Toit Du Bâtiment Réacteur (Br)
Les inspecteurs ont noté, lors de la visite des installations, une indication sur le toit du BR, repéré par des marquages blancs, et portant le numéro 805. Cette indication se situe sur le dôme du BR, près de l'escalier permettant l'accès au sommet du dôme, et à peu près à mi-chemin de celui-ci. Dans le temps de l'inspection, vos représentants n'avaient pas eu le temps d'indiquer les suites qui avaient été données à cette indication. Observation III.2 : Vos représentants ont pu indiquer, à la suite de l'inspection, les précisions demandées par les inspecteurs.
## Transmission De Documents Demandée Lors De L'Inspection
Certains éléments n'étant pas finalisés lors de l'inspection, les inspecteurs ont demandé de les transmettre, dès que possible. Il s'agit des documents suivants :
Dernier indice du plan de levage DSI et ADR
Document opérationnel pour le levage Ces documents ont bien été reçus à la suite de l'inspection. Observation III. 3 **: Le certificat de conformité du palonnier doit cependant encore être envoyé.**
##
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière et **selon les modalités** d'envois figurant ci**-dessous,** 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 vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
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 chef de pôle REP déléguée Signé par Cathy DAY |
INSSN-LYO-2023-0530 | Lyon, le 27 avril 2023 Référence courrier : CODEP-LYO-2023-025493 **ORANO Chimie Enrichissement**
Monsieur le directeur BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano Cycle - INB n°93 - Usine George BESSE (GB1)
Lettre de suite de l'inspection du 5 avril 2023 sur le thème de la gestion des écarts No **dossier** : Inspection n° INSSN-LYO-2023-0530 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° 2020-DC-0695 du 13 octobre 2020 relative au démantèlement partiel de l'installation nucléaire de base 93, exploitée par la société Orano Cycle
[4]Décision n° 2014-DC-0462 du 7 octobre 2014 relative à la maîtrise du risque de criticité dans les installations nucléaires de base
[5]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) en référence concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 5 avril 2023 dans l'usine George BESSE (INB n° 93) du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement (CE) de Pierrelatte sur le thème de la gestion des écarts. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection inopinée du 5 avril 2023 de l'usine George BESSE (INB n° 93) du site nucléaire Orano CE de Pierrelatte, concernait le thème de la gestion des écarts. Cette inspection s'inscrivait notamment dans le cadre des suites de l'événement significatif du 8 mars 2023, pour lequel les règles d'entreposage à la maille des colis de déchets, présentant un risque de criticité et produits dans le contexte du démantèlement, n'avaient pas été respectées. Les inspecteurs ont donc échangé avec le personnel de la DAFC1 et de la D3SEPP2, ainsi qu'avec les intervenants contribuant à des opérations dites de
« libération anticipée » à l'extrémité Ouest de l'usine n°140 de l'INB n° 93. Les inspecteurs ont examiné la mise en œuvre du processus de gestion des écarts sur l'installation, notamment au travers de l'outil de pilotage CONSTAT et se sont rendus au magasin d'entreposage des colis de déchets n° 894 puis en sous-dalle 122-15 pour observer les mesures correctives mises en place pour garantir la prévention du risque de criticité des zones d'entreposage concernées par les récents écarts.
Au vu de cet examen, le processus de gestion des écarts est correctement mis en œuvre sur l'installation en renseignant la base CONSTAT et en assurant le suivi opérationnel des différents écarts et leurs actions de suite. Les exigences de l'arrêté INB [2] sont bien déclinées. Cependant, la gestion des pots décanteurs dans la zone d'entreposage dédiée est jugée non satisfaisante au regard de l'application des dispositions relatives à la prévention du risque de criticité. Une remise en conformité à la décision criticité de l'ASN [4] est attendue sous un mois. Une attention particulière est à porter également sur les modifications des entreposages de déchets dans le cas de l'ajout d'un nouveau risque, en veillant à introduire la modification dans le processus FEM-DAM3et à mettre à jour les consignes et affichages associés.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement Gestion Des Pots Décanteurs
Les inspecteurs ont consulté les constats en lien avec la prévention du risque criticité survenus récemment dans l'installation et notamment celui relatif à l'événement significatif du 8 mars 2023 concernant le non-respect des règles d'entreposage à la maille au niveau du magasin n° 894. Parmi les documents consultés, ils se sont intéressés à la fiche de suivi de surveillance (FSS) du 19 janvier 2023 relative au respect des règles d'entreposage des éléments filtrants et des consignes de criticité associées4. Cette dernière mentionne plusieurs axes d'amélioration, à savoir notamment la nécessité de partager avec les intervenants extérieurs les différents modes de gestion du risque criticité (masse et géométrie) et de les sensibiliser au risque dans les zones d'entreposage concernées. De plus, elle précise que « *les consignes d'affichage du nombre de pots décanteur n'étaient pas à jour et qu'il* était nécessaire de valider avec la sûreté installation les emplacements dédiés et les principes de gestion des pots décanteurs ». Ces points font partie des règles rappelées dans la décision criticité [4] à l'article 4.3.1, notamment : « Les personnes intervenant dans des zones où des matières fissiles sont mises en œuvre reçoivent une sensibilisation au risque de criticité adaptée au niveau de risque de la zone de l'installation concernée. Les personnes intervenant dans des opérations mettant en œ*uvre des matières fissiles reçoivent une formation* qui explicite le risque de criticité de l'installation concernée et les dispositions à appliquer pour les maîtriser. Cette formation comporte autant que nécessaire une formation au risque de criticité spécifique aux postes de travail sur lesquels ces personnes interviennent. Cette formation est renouvelée périodiquement et, pour ce qui concerne la partie spécifique au poste de travail, en cas :
- de modification significative des modes opératoires ayant un impact sur la maîtrise du risque de criticité,
- d'affectation d'une personne ou d'une équipe à un nouveau poste de travail présentant un risque de criticité et pour lequel la personne ou l'équipe n'a pas été formée. »
Enfin, la prescription PT-DEM93-9 de la décision relative au démantèlement partiel de l'INB n° 93
[3] rappelle que : « *L'exploitant assure une formation appropriée sur le risque nucléaire ainsi que sur les risques* spécifiques liés à l'installation, pour son personnel ainsi que pour les intervenants extérieurs. » Les inspecteurs se sont donc rendus au niveau des locaux ayant fait l'objet de la visite de la fiche de surveillance.
Au niveau du magasin n° 894, sont entreposés :
- des pots décanteurs en attente de caractérisation,
- des pots décanteurs caractérisés en attente d'évacuation,
- également d'autres déchets ne nécessitant pas de dispositions particulières concernant le risque de criticité.
Au niveau de la sous-dalle 122-15 sont entreposés des pots décanteurs caractérisés. Les inspecteurs ont relevé de nombreux écarts à l'arrêté INB [2] et la décision criticité [4], notamment :
(i) L'arrêté INB [2] dispose à l'article 6.3 que l'exploitant « *définit la liste et les caractéristiques des* zones d'entreposage des déchets produits dans son installation ». La liste des zones d'entreposage des déchets et des zones d'entreposage à risques sur l'INB n° 935 a bien été modifiée pour préciser les règles et capacités associées à la gestion des pots décanteurs dans le magasin 894. Pour autant, le risque « criticité » n'est pas identifié sur la liste. Par ailleurs, la fiche d'émargement, présente sur la porte du local pour attester de la bonne prise en compte des nouvelles mesures d'entreposage, date de juillet 2021, soit avant la mise à jour de cette liste concernant le magasin 894.
(ii) Au niveau du local en sous dalle 122-15, il n'y avait pas d'affichage de la liste des zones d'entreposage, ni d'émargement.
(iii) Au niveau de ces entreposages, il n'est pas indiqué dans les personnes à contacter l'ingénieur criticien ou les ingénieurs qualifiés criticité ayant délégation.
(iv) La décision criticité de l'ASN [4] dispose à l'article 2.2 : « *Ainsi, l'exploitant définit et met en* œuvre des dispositions matérielles ou organisationnelles et *humaines qui visent à :*
[…]
*détecter suffisamment tôt, au moyen d'alarmes, de systèmes de surveillance ou de procédures* opérationnelles, toute anomalie susceptible de remettre en cause la maîtrise du risque de criticité et rétablir une situation de fonctionnement normal ou, à défaut, atteindre un état sûr puis y maintenir l'installation ».
Or, ainsi que cela est détaillé dans la suite de cette lettre, il n'y avait pas de consignes opérationnelles relatives aux entreposages visités. Ces dernières ne pouvaient donc être affichées devant les locaux, comme cela est prévu par les règles générales d'exploitation de l'installation (RGE), chapitre 8, paragraphe 4.8.3.1 : « *Les consignes de criticité sont affichées* au niveau des zones d'entreposage. »
(v) La décision criticité de l'ASN [4] dispose à l'article 4.3.1 : « *Les personnes intervenant dans des* opérations mettant en œuvre *des matières fissiles reçoivent une formation qui explicite le risque de* criticité de l'installation concernée et les dispositions à appliquer pour les maîtriser. Cette formation comporte autant que nécessaire une formation au risque de criticité spécifique aux postes de travail sur lesquels ces personnes interviennent ». Or, les RGE de l'installation, chapitre 8 précisent au paragraphe 4.1 : « Les personnes intervenant dans des opérations mettant en œuvre *des matières* fissiles reçoivent une formation qui *explicite le risque de criticité dans l'installation et les* dispositions *à appliquer pour la maîtriser.* » La partie spécifique au poste de travail n'est donc pas déclinée au niveau des usines.
(vi) Cette même décision [4] précise à l'article 4.2.1 : « Toute modification, matérielle ou documentaire, ou intervention pouvant avoir un impact sur la maîtrise du risque de criticité est soumise à l'avis préalable des personnes mentionnées au a) ou au b) de l'article 4.1.2 selon le niveau d'expertise requis. ». Il est pourtant apparu lors de l'inspection que les modifications des entreposages, pour introduire de nouveaux déchets présentant un nouveau risque (de criticité) n'étaient pas passées par le processus FEM-DAM. Les inspecteurs notent toutefois positivement la qualité des FEM-DAM concernant les créations d'entreposage à risque de criticité et appellent donc à la vigilance pour décliner ce processus sur les entreposages existants. Ce point est rappelé également dans les RGE, chapitre 8, paragraphe 4.3 : « *Toute* modification des consignes de criticité de l'installation est soumise à l'approbation de l'*ingénieur* criticien, qui évalue en conséquence la sûreté-criticité de ces modifications. *En pratique, il est établi* une fiche d'évaluation de modification (procédure FEM/DAM) visée par l'ingénieur criticien pour autoriser les modifications en objet. Toutes les consignes de criticité de l'installation et les modes opératoires où le risque de criticité est identifié doivent être soumis à l'approbation de l'*ingénieur* criticien. »
Demande I.1 Démontrer, sous un mois, la conformité à la décision criticité [4], afin de s'assurer de la maîtrise des risques de réaction en chaîne au sein de l'INB n° 93. En particulier, définir une organisation rigoureuse assurant le respect des **règles de gestion du risque de criticité,** notamment au regard de la gestion des pots décanteurs produits dans le contexte d'opérations de démantèlement dans les usines.
Demande I.2 Vous répondrez, sous un mois, pour l'ensemble des points **relevés non conformes**
avec **l'arrêté INB [2] et les décisions [3], [4], sur les mesures palliatives mises en place à l'issue**
de l'inspection.
## Ii. Autres Demandes Entreposage Des Pots Décanteurs Au Magasin 894
A l'intérieur du magasin 894, les inspecteurs ont examiné les actions correctives immédiates ayant été réalisées suite à l'événement significatif du 8 mars 2023. Concernant la gestion des pots décanteurs, le magasin est découpé en deux zones distinctes :
la zone contenant les pots décanteurs en attente des résultats de caractérisation, pour lesquels le risque de criticité potentiel nécessite un entreposage « à la maille » avec une limitation à 15 fûts, la zone contenant les pots décanteurs analysés à la spectrométrie et pour lesquels les résultats permettent de garantir une masse d'uranium compatible avec un entreposage par lot composés d'une masse d'U<17kg. Ces pots décanteurs ne sont pas entreposés à la maille.
Dans chacune des zones, l'affichage présent indique « spectro OK ». Pour autant, dans la zone des fûts en attente de caractérisation, les résultats d'analyse par spectrométrie ne sont pas encore connus. Les inspecteurs estiment que cet affichage est source de confusion car il pourrait laisser penser que les résultats de spectrométrie sont disponibles et conformes à l'attendu.
Par ailleurs, parmi les déchets, les inspecteurs ont relevé que certains pots décanteurs étaient enfermés dans des sacs en vinyle et certains sacs sont plus ou moins dégradés. L'arrêté INB [2] dispose à l'article 6.2 : « II. ― 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 le*s emballages ou les contenants.* »
Demande II.1 Clarifier le sens de l'affichage des zones d'entreposage **des pots décanteurs,**
notamment concernant la caractérisation effectuée ou non, **et expliciter en conséquence les**
consignes d'entreposage **et de conditionnement.**
Par ailleurs, les RGE spécifient dans le chapitre 8 au paragraphe 3.1.1 : « *Pour ces dépôts* [non caractérisés], la sûreté criticité des opérations de récupération est assurée :
*soit par la géométrie favorable (diamètre et hauteur) des fûts (dits 30 l) ou le volume sûr de conteneurs* de récupération de matière (type bidons filtrants) de 25 l, soit par la masse (inférieure à 17 kg d'*uranium) dans des conteneurs de récupération de matière (type* bidons filtrants) dits de 50 l.
Leur entreposage, avant évacuation pour traitement, dans des zones dites de maillage, se réalise sans gerbage au pas carré de 1,5 m d'entraxe (pour les fûts de 30 l ou conteneurs type bidons de 25 l) ou de 1,5 m bord à bord pour les conteneurs de 50 l. Leur écartement est garanti par des structures fixes. »
L'écartement a été matérialisé au sol par du « scotch » au sein du magasin 894, ce que les inspecteurs ont jugé peu pérenne. Demande II.2 Mettre en place des structures fixes pour délimiter les emplacements des pots décanteurs en attente de caractérisation dans le magasin 894 **et informer l'ASN du délai de** mise en œuvre.
Par ailleurs les RGE spécifient également dans le chapitre 8 au paragraphe 3.1.1 : « *L'entreposage de ces* contenants dans les aires à dé*chets n'est pas autoris*é. » Les inspecteurs s'interrogent donc sur la différence entre ces aires à déchets, et les zones d'entreposage de déchets observés qui contenaient des pots décanteurs. Demande II.3 Préciser la différence entre les aires à déchets mentionnées dans les RGE et **les**
zones d'entreposages de déchets présentes sur l'installation **au regard des enjeux de sûreté** liés au risque criticité.
## Gestion Des Consignes Criticité
Les RGE précisent au chapitre 8, paragraphe 4.1 : « Les opérations de démantèlement dont la maîtrise relève de la sûreté-criticité sont conduites en stricte *conformité avec les consignes de criticité permanentes ou* temporaires écrites. Ces consignes de criticité sont disponibles aux postes de travail. » Les inspecteurs ont demandé à consulter la procédure de gestion du risque criticité en lien avec les locaux inspectés. Les consignes6 de sûreté-criticité sur les installations « procédé à l'arrêt », ne sont pas encore applicables et seule la version projet a été présentée aux inspecteurs. Ainsi, les consignes opérationnelles en vigueur ne sont pas adaptées à la situation actuelle d'exploitation de l'entreposage. Plus particulièrement, il n'existe aucune consigne particulière d'exploitation adaptée à la gestion des bidons filtrants au niveau du magasin 894 et de la sous-dalle 122-15.
Les intervenants ont toutefois présenté la consigne d'utilisation des bidons filtrants et la note d'exploitation propre à l'aire de maillage de l'annexe U7. L'annexe U est un bâtiment distinct des usines, et comporte déjà des entreposages « à la maille ». Il s'agit donc de la consigne de gestion des aires maillées la plus à jour, dans l'attente de la déclinaison sur les usines. Les inspecteurs ont noté que les entreposages actuels de l'usine 140 ne respectaient pas les dispositions de sûreté requises telles que déclinées dans cette note concernant l'annexe U, notamment concernant les validations des documents et affichages par l'ingénieur criticien.
Demande II.4 **Etablir une consigne d'exploitation pour prendre en compte la configuration**
particulière nécessitant la gestion des pots décanteurs dans les usines de l'INB n° 93 et assurer sa disponibilité aux postes **de travail.**
## Définition Des Écarts
Vos équipes ont expliqué le processus de définition et gestion des écarts au sein des différentes notes de processus et de l'application Constat, ainsi que la grille de critères permettant d'analyser la gravité de l'écart reporté. Les inspecteurs ont noté une différence de définition entre la procédure de gestion des événements en lien avec la sûreté nucléaire8 et celle présente dans les RGE. En effet, dans la procédure, la définition est identique à celle présente dans l'article 1.3 de l'arrêté INB [2] : « *non-respect* d'une exigence définie, ou non-respect d'une exigence fixée par le système de management intégré *(SMI) de* l'exploitant susceptible d'affecter les dispositions mentionnées au deuxième alinéa de l'article L. 593*-7 du code* de l'environnement ». Or, dans les RGE, chapitre 39, la définition d'un écart, telle que définie au sein de l'activité importante pour la protection (AIP) 8 (traitement des écarts) est : « *Les événements sont traités* au travers du processus de traitement des écarts TRICASTIN-12-000708. […] La notion d'*écart englobe donc* l'anomalie - qui peut être un incident ou un accident - dès lors que la non satisfaction porte sur une exigence définie au sens exigence extérieure (autorité, réglementation, référentiel de sûreté…) ».
La procédure PM2 mentionnée10 décrit un écart selon plusieurs catégories via la grille de gravité. Le premier niveau de la grille concernant la sûreté et les intérêts protégés est le suivant : « écart sans conséquence immédiate ». Les écarts de niveau 1 ne sont pas considérés comme des écarts au titre de l'arrêté INB, et ne font donc pas l'objet d'une analyse approfondie des causes. Les inspecteurs estiment que la définition porte à confusion des écarts aux intérêts protégés portant sur le SMI ou à cinétique lente pourraient être inclus dans cette catégorie. Par ailleurs, la critérisation ne permet pas actuellement une gradation plus fine des anomalies et signaux faibles, car seuls quatre niveaux sont décrits. Demande II.5 Mettre à jour les RGE pour définir un écart tel que le prévoit l'arrêté INB [2]. Demande II.6 Modifier la grille de critérisation concernant la notion de « conséquence immédiate » afin d'éviter toute ambiguïté **concernant les écarts à l'arrêté INB [2]**.
## Extincteurs En Sous-Dalle 122
En se rendant en sous-dalle 122, les inspecteurs ont noté la présence d'affichage d'extincteurs, sans voir les extincteurs à proximité, notamment au niveau des locaux 122-12 et 122-15. La décision incendie
[5] dispose à l'article 3.2.1-3 : « *Les moyens matériels d'intervention et de lutte internes à l'INB sont placés* dans des endroits signalés, rapidement accessibles en toutes circonstances et maintenus en bon état de fonctionnement. » Demande II.7 Vérifier l'adéquation de l'affichage et du nombre d'extincteurs nécessaires dans les usines au regard de votre démonstration de maitrise du risque incendie.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Réponse À L'Asn Définition Des Écarts
Observation III.1. Vos équipes ont présenté le processus de gestion des écarts. Les inspecteurs notent très positivement la déclinaison réalisée pour répondre aux exigences de l'arrêté INB [2], ainsi que la gradation des écarts, séparés entre des écarts, des presqu'évènement ou encore des évènements intéressants ou significatifs. Pour autant, il est nécessaire que l'exploitant présente une vigilance particulière à cette importante quantité d'informations présentes dans la base Constat en s'assurant d'une exploitation pertinente permettant, à la fois, de bien identifier les écarts relatifs aux intérêts protégés et les évènements pouvant caractériser des signaux faibles.
Vous voudrez bien me faire part, **sous deux mois**, à l'exception des demandes I.1 et I.2 pour lesquelles un délai plus court a été fixé, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées et répondre aux demandes. 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.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
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, le courrier de suite de cette inspection 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 chef de la division **de Lyon,**
Signé par Nour KHATER |
INSSN-LYO-2023-0412 | Lyon, le 27 avril 2023 Référence courrier : CODEP-LYO-2023-025639 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)
Lettre de suite de l'inspection du 18 avril 2023 sur le thème de la surveillance des prestataires N° dossier : Inspection n° INSSN-LYO-2023-0412 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] Note d'organisation EDF relative à la surveillance des prestataires référencée D5180/NE/EO/13250 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 référence, une inspection a eu lieu le 18 avril 2023 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse sur le thème « surveillance des prestataires ».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 18 avril avait pour objet de contrôler l'organisation en place sur le CNPE de CruasMeysse pour se conformer aux exigences d'EDF relatives aux activités de surveillance des prestataires et aux exigences réglementaires de l'arrêté [2] dans ce domaine. Les inspecteurs ont notamment examiné l'organisation générale pour la surveillance des prestataires sur le CNPE ainsi que l'intégration, dans le programme de surveillance 2023, du retour d'expérience (REX) des surveillances et des constats réalisés en 2022. Les activités, chantiers et dossiers contrôlés concernaient des activités sous-traitées à des prestataires des métiers relatifs aux machines tournantes et électricité (MTE) et aux machines statiques et robinetterie (MSR). Les inspecteurs se sont rendus sur le terrain et ont participé à l'activité de surveillance du test de décharge des batteries 4 LLA 001 RD, confiée à un prestataire. Ils se sont rendus également sur les chantiers, en cours de préparation, des réparations d'un support de la tuyauterie repérée 4 REN 023 TY et de la vanne repérée 4 REN 114 VP.
Au vu de cet examen, par sondage, il ressort que l'organisation de la surveillance des prestataires sur le site est conforme au référentiel d'exigences d'EDF et s'appuie sur les outils mis à disposition par les services centraux du groupe pour effectuer cette surveillance. L'organisation mise en œuvre permet de bien construire les programmes et les rapports de surveillance qui sont utilisés pour élaborer les fiches d'évaluation des prestataires (FEP). L'examen de dossiers de surveillance concrets a montré que les programmes de surveillance étaient établis en tenant compte du retour d'expérience des activités précédentes.
La visite sur le terrain a mis en évidence que les actions de surveillance étaient effectivement priorisées selon les enjeux de sûreté. Néanmoins, les inspecteurs ont relevé que le suivi de la clôture des programmes de surveillance devra être renforcé car un nombre significatif de programmes de surveillance réalisés en 2022 n'étaient toujours pas clos au jour de l'inspection. Le site devra notamment définir, dans la note d'organisation de la surveillance des prestataires, des indicateurs de pilotage et de performance du processus.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Suivi De La Clôture Des Programmes De Surveillance
L'arrêté du 7 février 2012 précise, en son article 2.2.2. I., 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 r*espectent 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 documenté*e dans les conditions fixées à l'article 2.5.6. Elle est exercée par des personnes ayant les* compétences et qualifications nécessaires. ». La directive EDF n° 116 (DI116) précise le noyau dur des exigences attendues afin de répondre aux exigences de l'arrêté [2]. Elle prévoit notamment qu'après la prestation, le chargé de surveillance doit
« c*onstruire l'évaluation de la prestation à partir des éléments collectés, constats (bonnes pratiques et* difficultés) objectivés et partagés et la formaliser au travers *d'une ou plusieurs fiches d'évaluations de la* prestation (FEP). *Et établir un rapport de surveillance* ».
Les inspecteurs se sont intéressés au processus de clôture des programmes de surveillance et ont constaté que malgré des rappels réalisés périodiquement, un certain nombre de programmes de surveillance n'étaient pas clos au jour de l'inspection, notamment car ils ne comprenaient pas de rapport de surveillance. D'autre part, le taux de clôture global des programmes de surveillance n'a pas pu être présenté aux inspecteurs. En effet, la note [3] ne définit pas d'indicateurs de suivi et de performance du processus. Demande II.1 : Renforcer le suivi de la clôture des programmes de surveillance en veillant à l'établissement des rapports de surveillance. Demande II.2 **: Mettre à jour la note d'organisation de la surveillance des prestataires pour**
définir des indicateurs de pilotage et de performance du processus.
## Exigences Relatives Aux Formations Et Habilitations En Amont D'Une Prestation
Les inspecteurs ont examiné par sondage les programmes de surveillance mis en œuvre en 2022 et se sont intéressés au programme relatif à l'activité de remplacement des câbles électriques de l'alimentation du moteur repéré 3 RCV 003 MO.
Les inspecteurs ont noté que le chargé de surveillance avait bien animé la réunion de levée des préalables et vérifié les éléments attendus.
Toutefois, pour ce qui était de la vérification des habilitations contre le risque d'incendie, le chargé de surveillance a noté que l'entreprise prestataire n'avait pas besoin d'habilitations spécifiques. Or, le cahier des clauses techniques particulières (CCTP) exigeait que les exécutants et le chargé de travaux soient habilités à la « *formation incendie A-B-C* ». Les trois populations d'intervenants prestataires identifiés par la DT n°256 sont définies par les prestations suivantes : «
**Prestations de type A** *: appui-conseil et contrôle des exigences sur les chantiers dans le domaine du* risque incendie, levée des points d'arrêt liés aux permis de feu et sur les chantiers à forts enjeux incendie, mise en place des moyens de substitution pour la lutte contre l'incendie, vérification de l'état de l'installation (contrôle visuel des matériels incendie, contrôle des charges calorifiques des locaux, tournées de vérification de la sectorisation, ... )... Le donneur d'ordre est généralement le Service Prévention des Risques.
**Prestations de type B** : activités de soudage. Ces activités ont été retenues par le groupe de travail, parce qu'elles sont sources de départ de feu et que les chargés de travaux qui les réalisent n'ont pas toujours le bon niveau de compétence incendie. Seuls les chargés de travaux sont concernés par l'exigence.
**Prestations de type C** : activités confiées aux prestataires permanents assurant la surveillance du site
(prestataires de la protection de site) ou aux prestataires occupant certains locaux de manière permanente. »
Après vérification, vos représentants ont pu justifier que l'exigence de « formation incendie A-B-C »
était issue de la disposition transitoire (DT) d'EDF n°256 et qu'elle ne concernait pas les agents de ladite prestation.
Le chargé de surveillance aurait toutefois dû faire valider son analyse et préciser ces éléments dans le compte-rendu de la levée de préalables afin de faire corriger le CCTP, conformément aux exigences du le paragraphe 8 de la note [3] : « *Tout écart détecté par le chargé de surveillance doit être* tracé à l'aide d'une fiche de surveillance et visé par le prestataire. Il sera tracé dans Argos comme une nonconformité (NC). Cette NC peut mener à l'écriture d'une FAC (Fiche d'actions correctives) (…)»
Demande II.3 **: Rappeler aux chargés de surveillance les attendus de traçabilité des écarts aux**
exigences de qualification des intervenants prestataires et de **l'analyse associée.**
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn Observation Iii.1
Les inspecteurs ont bien noté que le CNPE de Cruas-Meysse a déployé un plan d'action pour améliorer la rigueur d'exploitation (PARE) en 2023. Ce plan prévoit des actions de surveillance déployées dans les programmes de surveillance de l'année 2023.
## Observation Iii.2
Les inspecteurs se sont rendus dans des locaux du bâtiment des auxiliaires nucléaire (BAN) n°8, dont la contamination mise en évidence le 13 avril 2023 a fait l'objet d'une déclaration d'un évènement significatif pour la radioprotection. Les inspecteurs ont constaté sur place la présence d'un saut de zone, délimitant une zone susceptible d'être contaminée, qui n'était pas conforme. Les inspecteurs ont noté l'absence du panneau d'affichage précisant les conditions d'accès à la zone, la présence d'un saut de zone, l'absence de servante contenant les équipements de protections individuelles et la poubelle de déchets nucléaire qui était pleine.
Les échanges entre vos représentants et les inspecteurs ont permis de solder les remarques émises le jour de l'inspection : la zone avait été décontaminée **et était en cours de déclassement.**
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière et **selon les modalités**
d'envois figurant ci**-dessous,** 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 vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. 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-2023-0427 | Lyon, le 6 avril 2023 Référence courrier : CODEP-LYO-2023-017341 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) et des transports de substances radioactives Lettre de suite de l'inspection du 29/03/2023 sur le thème « TSR - Expédition de substances radioactives »
N° dossier : Inspection n° INSSN-LYO-2023-0427 Références : [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 29 mars 2023 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse sur le thème « TSR - Expédition de substances radioactives ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème du transport de substances radioactives. Les inspecteurs ont effectué un examen des activités d'expédition de substances radioactives en cours ou ayant eu lieu récemment. A ce titre, ils ont contrôlé une expédition de déchets radioactifs dans des coques en béton de type C1 et la préparation d'une expédition d'un outillage contaminé. Ils ont également vérifié les dossiers relatifs à l'expédition, le 1 er mars 2023, de 4 coques en béton C1 et à l'expédition, le 28 mars 2023, de 216 fûts en plastique de déchets. Enfin, les inspecteurs ont examiné les modalités de surveillances des sous-traitants intervenant dans les opérations de transport, ainsi que les formations et les habilitations de ces derniers. Sur la base de cet examen, l'organisation du CNPE pour l'expédition de substances radioactives est apparue satisfaisante. L'ASN attend toutefois le renforcement de la rigueur dans :
- le renseignement des preuves de colisage dans les dossiers d'expéditions des coques en béton ; - la complétude et le renseignement des DSI (dossier de suivi d'intervention) des expéditions ;
- les contrôles des débits de dose à 1 m réalisés avant les expéditions.
Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé le jour de l'inspection une incohérence entre le calage et l'arrimage des coques en béton et les prescriptions de la notice relatives aux exigences d'arrimage et de calage.
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Calage Et Arrimage Des Coques En Béton
Selon le §1.7.3 de l'accord européen relatif au transport international des marchandises dangereuses par route (ADR), un système de management doit être établi et appliqué pour garantir que la conception du modèle de colis permet de se conformer aux dispositions réglementaires applicables. Ceci nécessite que le concepteur réalise un dossier de sûreté contenant les éléments permettant de justifier le respect des prescriptions applicables au modèle de colis. En particulier, ce dossier doit apporter la démonstration de la résistance des dispositifs d'arrimage prévus pour le transport et préciser les instructions d'utilisation mentionnant toutes les informations nécessaires pour garantir une utilisation de l'emballage conforme au modèle de colis. Le §5.1.5.2.3 de l'ADR prévoit également que les emballages de colis non soumis à agrément possèdent une attestation de conformité à la réglementation du transport de substances radioactives.
L'attestation de conformité des coques en béton type C1 référencée D450716016459 renvoie vers un document passerelle intitulé « Note de gestion du référentiel de transport de déchet radioactif » référencé D459016010387 qui liste les documents applicables. La notice de calage et d'arrimage applicable à la remorque observée le jour de l'inspection y est référencée NDC 06-15-009. Cette référence correspond à la notice présentée par le transporteur aux inspecteurs. Cette notice précise que « le système de calage en contact avec les coques est équipé de caoutchouc permettant la protection de ces dernières ». Les inspecteurs ont constaté que le système de calage utilisé le jour de l'inspection n'était pas conforme aux prescriptions de la notice. En effet, le système de calage en contact avec les coques n'était pas équipé de caoutchouc. Cet écart a également été constaté sur les photos jointes au dossier d'expédition des coques en béton expédiées le 1 er mars 2023.
Demande II.1 : Renforcer la mise en œuvre d**es consignes prévues dans les notices de chargement** des coques en béton lors des opérations de chargement **ainsi que le contrôle technique associé.**
## Plan De Chargement
Selon le §1.7.3 de l'ADR, le système de management doit être établi et appliqué pour garantir la conformité avec les dispositions applicables de l'ADR. Le fabricant, l'expéditeur ou l'utilisateur doit être prêt à fournir les moyens de faire des inspections pendant la fabrication et l'utilisation et prouver à l'autorité compétente qu'il observe l'ADR.
Le référentiel managérial « MP4 - transports sur la voie publique des matières et objets radioactifs »
référencé D450717025082 précise dans la demande managériale n°4 qu'un document montrant l'engagement du chargeur (Prestataire ou EDF) sur le bon calage et arrimage des matières et objets radioactifs dans le contenant doit être établi lors de la constitution du colis. Ce corpus documentaire doit comprendre également un document montrant la disposition et la qualité du calage et de l'arrimage (photos, schémas manuscrits ou informatiques par exemple). Les inspecteurs ont constaté que le plan de chargement des coques en béton joint au dossier de l'expédition de 4 coques en béton type C1 le 1 er mars 2023, ainsi que le plan joint au dossier de l'expédition de 5 coques en bétons type C1 observée le jour de l'inspection ne correspondaient pas aux dispositions réelles des coques en béton sur la remorque.
Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que les numérotations des emplacements et le positionnement des coques différaient entre le plan de chargement des coques en béton utilisé par le transporteur et celui utilisé par le prestataire responsable du chargement. Les différences des numérotations entre les plans utilisés pour le chargement représentent une source d'erreurs potentielles. Demande II.2 : S'assurer que les plans de chargement définitifs **soient intégrés aux dossiers**
d'expédition des coques en béton.
Demande II.3 **: Mettre en cohérence les plans de chargement utilisés par le prestataire en** responsable du chargement avec ceux utilisés par le transporteur **et renforcer le contrôle**
technique associé.
## Complétude Des Dsi
Les inspecteurs ont examiné les dossiers de l'expédition de 4 coques en béton C1 le 1 er mars 2023 et de l'expédition de 216 fûts en plastique de déchets réalisée le 28 septembre 2023. Parmi les pièces constitutives des dossiers d'expédition, figuraient les dossiers de suivi d'intervention (DSI)
complétés par les opérateurs à l'occasion des expéditions afin de tracer les différentes opérations.
L'expédition des fûts en plastique du 28 mars 2023 comprenait deux conteneurs de chacun 108 fûts (conteneurs numérotés DCNU320185-8 et DCNU320197-1). Les inspecteurs ont constaté que le DSI
de cette expédition était incomplet car il ne mentionnait que le conteneur numéroté DCNU3201971. Les inspecteurs ont également constaté que les dernières pages du DSI relatif à l'expédition des coques en béton du 1 er mars 2023 n'avaient pas été renseignées.
Demande II.4 **: Renforcer la rigueur dans le remplissage des DSI et le contrôle technique associé.**
## Contrôles Radiologiques Réglementaires Des Colis
Selon le §5.1.5.3.1 de l'ADR, pour déterminer l'indice de transport (TI) d'un colis, l'expéditeur doit déterminer le débit de dose maximal en millisieverts par heure (mSv/h) à une distance de 1m des surfaces externes du colis. Le nombre obtenu doit être multiplié par 100.
Le référentiel managérial d'EDF « MP4 - transports sur la voie publique des matières et objets radioactifs » référencé D450717025082 précise, dans la demande managériale n°8, que pour les mesures de débit de dose qui ne sont pas réalisées au contact des colis, conteneurs, suremballage et du véhicule, l'utilisation d'un système permettant de garantir la distance de mesure (à 1 m et à 2 m)
est exigée.
Les inspecteurs ont constaté qu'aucun système permettant de garantir la distance n'était utilisé pour réaliser la mesure du débit de dose à 1 m des coques en béton expédiées le jour de l'inspection. Demande II.5 **: S'assurer de l'utilisation systématique d'un système permettant de garantir la**
distance de mesure pour les contrôles radiologiques réglementaires **des colis.**
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière et **selon les modalités** d'envois figurant ci**-dessous,** 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 vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. 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, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-LYO-2023-0474 | Lyon, le 14 avril 2023 Référence courrier : CODEP-LYO-2023-024039 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de **Saint Alban**
Electricité de France BP 31 38555 **ST MAURICE L'EXIL**
Objet : Contrôle des appareils à pression implantés dans le périmètre d'une installation nucléaire de base (INB)
Lettre de suite de l'inspection du 4 avril 2023 sur le thème du suivi en service des équipements sous pression nucléaire (ESPN)
N° dossier : Inspection n° INSSN-LYO-2023-0474 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V
[2] Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection
[3] Décision no CODEP-LYO-2023-011105 du Président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 1 er mars 2023 d'octroi d'aménagements aux règles de suivi en service des équipements sous pression nucléaires identifiés par les repères fonctionnels RIS N01 TY, RIS N02 TY, EAS N01 TY, EAS N02 TY, EAS N03 TY, EAS N04 TY, EAS N05 TY, EAS N06 TY, RIS N07 TY, RIS
N08 TY, EAS 061 RF et EAS 062 RF du réacteur no 1 de la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice (INB no 119)
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des ESPN en référence, une inspection a eu lieu le 4 avril 2023 sur la centrale nucléaire de Saint Alban sur le thème « E.2.2 - Programme de surveillance (PBMP/POES) ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème du suivi en service des ESPN de la centrale nucléaire de Saint-Alban. Les inspecteurs ont notamment effectué un contrôle par sondage des dossiers des activités réalisées sur les ESPN du réacteur 2 lors de son arrêt en 2022, principalement les inspections et requalifications périodiques. Ils ont également examiné l'organisation du site pour le suivi des ESPN ainsi que la gestion des aménagements aux règles de suivi en service (ARSS) des ESPN octroyés par l'ASN. Enfin, les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment réacteur (BR), dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) et dans le bâtiment des auxiliaires de sauvegarde (BAS) du réacteur 1 afin de contrôler l'état général de certains ESPN. Au vu de cet examen, si le suivi en service des ESPN est apparu globalement satisfaisant, l'appropriation par le site de l'ARSS de certains ESPN du réacteur 1, octroyé par l'ASN le 1 er mars 2023 par décision en référence [3], s'avère insuffisante. De plus, la traçabilité du contrôle des zones autres que celles jugées les plus vulnérables aux dégradations pour certaines tuyauteries calorifugées de niveau N2 mérite d'être renforcée. Enfin, l'état général des ESPN du réacteur 1 vus lors de la visite terrain par les inspecteurs était satisfaisant.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Aménagement Aux Règles De Suivi En Service Des Espn
Le 1er mars 2023, l'ASN a octroyé, par décision en référence [3], un ARSS des échangeurs et tuyauteries du système d'aspersion de l'enceinte (EAS) et des tuyauteries du système d'injection de sécurité (RIS) du réacteur 1 afin de les dispenser de l'épreuve prévue au 2.3 de l'annexe VI de l'arrêté en référence [2] lors de leur requalification périodique sous réserve de la mise en œuvre des dispositions compensatoires à la réalisation de l'épreuve hydraulique définies dans le courrier de demande d'EDF référencé D5380DMNOCAOF23022 du 24 février 2023.
L'article 1er de la décision en référence [3] prévoit notamment que « *le programme des opérations* d'entretien et de surveillance prévu par le paragraphe 2 de l'annexe V de l'arrêté du 30 décembre 2015 susvisé des équipements mentionnés à l'article 1er *intègre les dispositions retenues du courrier* D5380DMNOCAOF23022 du 24 *février 2023* ».
Le programme des opérations d'entretien et de surveillance (POES) d'un ESPN est constitué d'un programme de base des opérations d'entretien et de surveillance (PBES) établi par les services centraux d'EDF et du complément local aux PBES établi par le site.
Les inspecteurs ont examiné la gestion de l'aménagement susmentionné par le site. Cet aménagement doit être mis en œuvre dans le cadre de la requalification périodique des tuyauteries repérées 1 RIS N01 - N02 - N07 - N08 TY, 1 EAS N01 à N06 TY et des échangeurs 1 EAS 061 et 062 RF. Ces opérations de requalification périodiques sont prévues durant l'arrêt en cours du réacteur 1.
Les inspecteurs ont constaté que les POES de ces équipements, et plus particulièrement le complément local aux PBES, n'ont pas été mis à jour pour intégrer l'aménagement octroyé par l'ASN.
Vos représentants ont toutefois présenté aux inspecteurs un tableau de suivi reprenant l'ensemble des dispositions compensatoires à la réalisation de l'épreuve hydraulique définies dans la demande d'aménagement aux règles de suivi en service. Ce tableau liste notamment, au regard de chaque disposition compensatoire, la tâche d'ordre de travail (TOT) portant le contrôle requis. Les inspecteurs ont relevé les points suivants :
- Pour les tuyauteries repérées 1 EAS N01 - N02 TY et 1 RIS N01 - N02 TY, la contrainte d'un contrôle « sous pression » n'est pas intégrée par le site s'agissant du contrôle visuel externe sous pression des parois de la tuyauterie à une pression inférieure à la pression de service allant du clapet repéré 1 RIS 013 VP (respectivement 1 RIS 014 VP) aux pompes repérées 1 RIS 031 PO et 1 EAS 051 PO (respectivement 1 RIS 032 PO et 1 EAS 052 PO), en état de tranche où la bâche PTR est requise, avec une périodicité maximale de 72 mois et la réalisation de la première inspection en 2023 ;
- Pour les tuyauteries repérées 1 EAS N03 - N04 TY, aucune TOT ne porte le contrôle visuel externe sous pression des parois de la tuyauterie à une pression inférieure à la pression de service, pompe EAS en fonctionnement, avec une périodicité maximale de 72 mois et la réalisation de la première inspection en 2023. Toutefois, le tableau de suivi mentionne pour ce contrôle les TOT relatives aux essais des pompes EAS, une réalisation en parallèle des
essais des pompes EAS permettant de prendre en compte la contrainte d'un contrôle « sous pression » ;
- Pour les échangeurs repérés 1 EAS 061 et 062 RF, aucune TOT ne porte le contrôle visuel externe sous pression des parois de la calandre à une pression inférieure à la PS, pompe RRI
en fonctionnement, avec une périodicité maximale de 72 mois et la réalisation de la première inspection en 2023. Toutefois, le tableau de suivi mentionne pour ce contrôle les TOT
relatives aux essais des pompes EAS, une réalisation en parallèle des essais des pompes EAS
permettant de prendre en compte la contrainte d'un contrôle « sous pression ».
Les inspecteurs considèrent que l'appropriation de l'ARSS des échangeurs et tuyauteries EAS et des tuyauteries RIS était incomplète lors de l'inspection. En application de l'article 1er de la décision en référence [3], l'ASN considère que les POES des équipements concernés par l'ARSS doivent intégrer les dispositions compensatoires prévues dans votre demande et prescrites par l'ASN préalablement à la réalisation de la requalification périodique de ces équipements.
Demande II.1 : **Effectuer une revue de sécurisation relative à la mise en œuvre de l'ARSS octroyé**
par l'ASN par décision du 1er mars **2023 en référence [3] et intégrer les dispositions**
compensatoires associées dans les POES des équipements concernés préalablement à la prononciation de la requalification périodique de ces équipements.
## Contrôle Des Zones Jugées Les Plus Vulnérables Aux Dégradations Et Des Zones Autres Que Les Plus Vulnérables Des Tuyauteries Calorifugées De Niveau N2
Le point 3.4 de l'annexe V de l'arrêté en référence [2] prévoit que « *pour les tuyauteries calorifugées de* niveau N2 et les accessoires sous pression qui y sont raccordés, les inspections périodiques peuvent se limiter aux zones jugées les plus vulnérables aux dégradations, sous réserve que les programmes des opérations d'entretien et de surveillance prévoient des dispositions spécifiques de surveillance concernant les autres zones, de nature à assurer leur vérification extérieure partielle. Le choix des zones jugées les plus vulnérables ainsi que les dispositions spécifiques concernant les autres zones et la périodicité de mise en œuvre de ces dispositions spécifiques de surveillance sont validés par un organisme habilité ».
Les inspecteurs ont examiné le compte-rendu du dernier contrôle des zones autres que celles jugées les plus vulnérables aux dégradations pour la tuyauterie repérée 2 RRA N04 TY. Ce compte-rendu de l'ordre de travail (OT) n° 01413135, mentionne le contrôle d'une portion décalorifugée de tuyauterie sur une longueur de 3 mètres sans toutefois tracer précisément la localisation de la portion contrôlée sur la tuyauterie. Lors de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser la localisation de cette portion contrôlée sur la tuyauterie. Or, le complément local aux PBES référencé D5380NTDN01358 indice 13 prévoit que les zones autres que les plus vulnérables contrôlées soient différentes des dernières zones vues et que le périmètre des décalorifugeages effectués doit ainsi être tracé dans les comptes rendus d'examen visuel réalisés. Demande II.2 : Tracer précisément et assurer un suivi des zones autres que les plus vulnérables contrôlées sur les **tuyauteries concernées.**
De plus, le complément local aux PBES référencé D5380NTDN01358 indice 13 indique que le contrôle visuel des zones autres que les plus vulnérables consiste en la dépose du calorifuge sur environ 2 mètres. Or, la longueur de dépose du calorifuge pour ce contrôle est définie dans les PBES
et n'est pas toujours d'environ 2 mètres. Par exemple, pour la tuyauterie repérée RRA N04 TY, le PBES référencé PBES 1300 RRA 450-05 indice 0 prévoit une zone de dépose du calorifuge sur une longueur approximative de 3 mètres.
Demande II.3 : Corriger le complément local aux PBES référencé D5380NTDN01358 **afin qu'il**
soit conforme aux dispositions des PBES en vigueur **s'agissant du contrôle des zones autres que**
les plus vulnérables. Les inspecteurs ont également examiné le compte-rendu de la dernière inspection périodique de la tuyauterie repérée 2 RRA N04 TY réalisée le 20 septembre 2022 (TOT n° 04632024-01) et le procèsverbal de sa dernière requalification périodique prononcée en 2018. Le compte-rendu de l'inspection périodique trace l'inspection des zones jugées les plus vulnérables en application du PBES et du complément local aux PBES sans toutefois lister précisément les zones concernées alors que le procès-verbal de requalification périodique détaille toutes les zones jugées les plus vulnérables contrôlées sur la tuyauterie. La pratique de lister de manière détaillée toutes les zones jugées les plus vulnérables apparait plus lisible pour les cas de tuyauteries avec de nombreuses zones jugées les plus vulnérables comme la tuyauterie repérée RRA N04 TY, d'autant plus que le PBES référencé PBES 1300 RRA 450-05 indice 0 mentionne « si existant » pour certaines zones jugées les plus vulnérables (soudures des supports soudés).
Demande II.4 : Renforcer la traçabilité du contrôle des zones jugées les plus vulnérables lors des inspections périodiques **des tuyauteries concernées.**
## Inspection Périodique De L'Échangeur Repéré 2 Rcv 011 Ex
Les inspecteurs ont examiné le compte-rendu de la dernière inspection périodique de l'échangeur repéré 2 RCV 011 EX réalisée le 8 novembre 2022 (TOT n° 04632193-02). Ce compte-rendu a été validé par l'exploitant le 9 novembre 2022. Les inspecteurs ont constaté que toutes les cases relatives aux « vérifications et essais réalisés » pour l'accessoire de sécurité intra-tubulaire (faisceau) étaient cochées (dont celles attestant de résultats satisfaisants) alors que le compartiment faisceau de cet échangeur n'a pas d'accessoire de sécurité. Bien que la date et le nom de l'intervenant ne soient pas renseignés au regard de ces vérifications et essais, cette pratique révèle un manque de rigueur dans le renseignement du compte-rendu d'inspection périodique. Vos représentants ont indiqué que la problématique de non-qualité dans le renseignement des comptes rendus d'inspections périodiques a d'ores et déjà été identifiée et fait l'objet d'actions d'amélioration. Demande II.5 : Evaluer la suffisance et l'efficacité des actions d'amélioration engagées concernant la rigueur de renseignement des comptes rendus d'inspections périodiques des ESPN. **Le cas échéant, compléter ces actions si nécessaire.**
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn Visite Terrain
Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont constaté des traces de corrosion superficielle au droit des zones de mesure d'épaisseur sur la calandre de l'échangeur repéré 1 EAS 062 RF.
Observation III.1 : Il conviendra de remettre en peinture ces zones à l'issue des mesures d'épaisseur prévues sur l'arrêt afin de prévenir l'apparition de corrosion entre deux contrôles. Note relative à l'organisation pour la mise en œuvre de la réglementation applicable aux ESPN La référence de la décision de l'ASN portant reconnaissance et habilitation du service d'inspection de la centrale nucléaire de Saint-Alban n'est pas à jour dans la note référencée D5380MG00022 indice 5 relative à l'organisation du site pour la mise en œuvre de la réglementation applicable aux ESPN.
Observation III.2 : **Il conviendra de mettre à jour cette référence lors de la prochaine mise à jour**
de cette note d'organisation.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière et **selon les modalités** d'envois figurant ci**-dessous,** 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 vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
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 Chef Du Pôle Rep Déléguée
Signé par Cathy DAY |
INSSN-LYO-2023-0452 | Lyon, le 6 avril 2023 Référence courrier : CODEP-LYO-2023-016766 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du **Tricastin**
Electricité de France CS 40009 26131 **ST PAUL TROIS CHATEAUX CEDEX**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Lettre de suite de l'inspection du 31 mars 2023 sur le thème de l'organisation et des moyens de crise N° dossier : Inspection n° INSSN-LYO-2023-0452 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] 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
[3] Décision n° 2013-DC-0360 modifiée 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 (INB) en référence, une inspection a eu lieu le 31 mars 2023 sur la centrale nucléaire du Tricastin sur le thème de l'organisation et des moyens de crise. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème de l'organisation et des moyens de crise et plus particulièrement les moyens d'intervention et de mesures dans l'environnement, en situation d'urgence. Les inspecteurs ont examiné l'organisation générale du site dans ce domaine et notamment la formation des agents susceptibles d'intervenir. Ils ont également vérifié la réalisation effective des contrôles et des essais périodiques sur les matériels de lutte contre les pollutions liquides et les équipements de mesures dans l'environnement. Par ailleurs, sur le terrain, les inspecteurs ont contrôlé par sondage les équipements et les dispositions prises pour la maitrise des déversements accidentels de liquides dangereux ou radiologiques ainsi que les véhicules prévus pour les mesures d'urgence dans l'environnement.
Au vu de cet examen, il ressort que l'organisation mise en place par le site pour maitriser les pollutions liquides et réaliser des mesures radiologiques d'urgences en cas de crise est globalement satisfaisante. Les agents susceptibles d'intervenir sont formés et le maintien de leur compétence est suivi. Le matériel à disposition pour lutter contre les déversements accidentels de liquides est présent sur la zone industrielle de façon diffuse et en bon état apparent. Néanmoins les inspecteurs ont relevé plusieurs équipements défectueux ou nécessitant une intervention pour garantir leur fonctionnalité.
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Véhicules De Mesures Dans L'Environnement
Le troisième tiret du I de l'article 3.1.1 de la décision [3] prescrit que « *l'exploitant dispose d'un moyen* mobile lui permettant en toutes circonstances, notamment en cas d'incident ou d'accident, de réaliser des prélèvements et des mesures à l'intérieur ou à l'extérieur de l'établissement. Il dispose en outre d'un second moyen mobile présentant des fonctionnalités et des performances équivalentes au premier, notamment pour pallier toute indisponibilité du premier. ».
L'article 6.4 de l'annexe de la décision [2] dispose 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. ».
L'article 6.5 de l'annexe de la décision [2] dispose que « *Les moyens matériels mobiles identifiés pour la* gestion des situations d'urgence sont maintenus disponibles et opératio*nnels.».*
Les inspecteurs ont assisté au contrôle mensuel des appareils de mesure embarqués dans les deux véhicules de mesure dans l'environnement du site (véhicules PUI). Ce contrôle a mis en évidence le dysfonctionnement de la sonde gamma fixe de mesure de débit de dose dans l'environnement du véhicule PUI n°1 (fourgon de marque Renault).
En outre lors de l'essai de fonctionnement de la sonde fixe avec une source gamma de laboratoire, la valeur de la mesure réalisée avec la sonde gamma fixe du véhicule PUI n°2 (fourgon de marque Volkswagen) était légèrement supérieure au seuil indiqué dans la fiche de contrôle (0,385 µSv/h pour un seuil de fonctionnalité défini à 0,350 µSv/h) sans qu'il soit possible de s'assurer de l'exactitude du débit de dose relevé (débit de la source gamma au contact inconnu). Ainsi la validité de la mesure et l'absence de dérive de la mesure dans le temps ne sont pas démontrées. Demande II.1 **: Etablir un relevé de tendance des mesures réalisées avec la sonde gamma fixe sur**
les six derniers mois sur les véhicules PUI n°1 et n°2. Étudier la possibilité de s'assurer, **lors des** contrôles mensuels, **de la fiabilité de la mesure réalisée avec la sonde fixe.**
Les inspecteurs ont relevé qu'en cas d'indisponibilité de la sonde gamma fixe (telle que constatée lors de l'inspection du véhicule PUI n°1), le CNPE considérait le véhicule toujours disponible du fait de l'utilisation d'un dosimètre opérationnel personnel (modèle Polymaster 1621A, présent à demeure dans le véhicule). En outre il a été indiqué que le référentiel managérial (RM) « crise moyens »
prescrivait la présence dans chaque véhicule PUI « d'au moins une mesure *de débit de dose (sonde fixe* ou dosimètre/radiamètre) ».
Or, l'utilisation d'un dosimètre opérationnel, dispositif de protection personnelle, en lieu et place de la sonde gamma fixe pouvant, certes, donner une indication d'un débit de dose notable, ne permet pas la réalisation de mesures fiables dans l'environnement. Lors de l'inspection, une mesure d'intercomparaison de la sonde gamma fixe du véhicule PUI n°2 et du dosimètre opérationnel a ainsi montré des valeurs très différentes (0,385 µSv/h et 1,80 µSv/h au contact de la source).
Je vous rappelle que les véhicules PUI doivent permettre la réalisation de mesures fiables de débits de dose dans le cadre de la gestion d'une crise radiologique et que les valeurs ainsi relevées doivent pouvoir être interprétées efficacement. Vous avez par ailleurs indiqué que le véhicule PUI n°1 était prioritairement dédié aux mesures radiologiques à l'extérieur du site et que les valeurs relevées étaient utilisées pour le déroulement de fiches réflexes de gestion de crise.
Demande II.2 : Analyser et démontrer, le cas échéant, la validité des mesures obtenues **au moyen**
d'un dosimètre opérationnel personnel pour la réalisation de mesures **de débit de dose dans** l'environnement. A défaut, **disposer d'un autre moyen de mesure de débit de dose compensatoire**
ou rendre indisponible le véhicule PUI si la sonde fixe est hors service.
Les inspecteurs ont également constaté que le groupe électrogène de secours du véhicule de mesure dans l'environnement de marque Renault (véhicule PUI n°1) était hors service depuis décembre 2022 sans qu'une action corrective ne soit définie avec le prestataire de maintenance.
Demande II.3 : Faire réparer le groupe électrogène défectueux dans les meilleurs délais et veiller à traiter les anomalies dans des délais raisonnables.
Les inspecteurs ont constaté que respectivement 4 et 3 cartouches de charbon actif pour prélèvement d'halogène sur les 10 cartouches présentes dans les véhicules PUI n°2 et PUI n°1 étaient périmées depuis décembre 2022. Ce point a été relevé malgré la réalisation des précédents contrôles mensuels faisant mention de ce point de vérification sans l'avoir relevé. Les cartouches périmées ont fait l'objet d'un remplacement en présence des inspecteurs. Demande II.4 : Veiller à la réalisation rigoureuse **de l'ensemble des points attendus lors du**
contrôle **mensuel des appareils de mesure embarqués dans les véhicules PUI.**
Les inspecteurs ont constaté que le mode opératoire d'utilisation du groupe électrogène de secours n'était disponible que dans le véhicule PUI n°1.
Demande II.5 : Disposer dans chaque véhicule PUI d'un mode opératoire **propre au groupe**
électrogène de secours installé.
## Dispositifs De Maitrise Des Déversements Accidentels De Liquides Dangereux Ou Radioactifs
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage, lors de la visite sur le terrain, plusieurs des 82 kits environnement mobiles (pollukit) disposés sur le CNPE et renfermant du matériel permettant de maitriser un déversement d'environ 100 litres. Ils ont également contrôlé plusieurs bacs à sable absorbant ainsi que les deux kits environnement de grande capacité permettant de contenir un déversement de l'ordre de 800 litres.
Il a été relevé les constats suivants :
- le pollukit n°01 et le kit grande capacité n° G1 avaient leurs scellés déjà cassés,
- le second kit de grande capacité (côté tranches 3-4) n'était pas identifié comme tel ni sur le container ni à proximité, au risque de ne pas pouvoir être utilisé par tout agent témoin d'un déversement liquide,
- aucun des bacs à sable contrôlés ne disposait de scellé, cette disposition semblant pourtant prévue afin de garantir l'intégrité du contenu des bacs. Aucune justification n'a pu être apportée pendant l'inspection,
- un bac identifié « produit absorbant huile » en salle des machines à proximité du bac à sable 78 n'était pas connu de l'agent interrogé appartenant au service en charge du suivi des dispositifs de maitrise d'une pollution. Les inspecteurs ont relevé la présence de sable dispersé en pied d'équipement mais sans outil à proximité pour le manutentionner.
Demande II.6 **: Corriger ou justifier le cas échéant les écarts relevés ci-dessus. Apporter des** éléments complémentaires au dernier point.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn Mise À Jour Documentaire
La mise en exploitation du véhicule VIE (véhicule d'intervention environnement) a rendu obsolète l'utilisation de la remorque dite « environnement ». Celle-ci n'est effectivement plus utilisée.
Néanmoins, si la mise à jour a bien été réalisée dans les fiches action environnement (FAE), plusieurs notes internes font encore mention de cette remorque (exemple note « capacité à réagir en situation d'urgence » page 14/27).
Observation III.1 : Je vous invite à mettre à jour les notes internes faisant mention de la
« **remorque environnement** ».
## Exercices Annuels De Confinement Liquide À Destination Des Équipes De Conduite
Il a été relevé que les exercices annuels de gestion du confinement liquide joués par les équipes du service conduite se limitaient à des déversements de liquides dangereux mais non radioactifs (constat fait pour les 14 exercices de l'année 2022).
Observation III.2 : Je vous invite à considérer la pertinence de réaliser des exercices prenant en compte des déversements **de substances radioactives.**
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière et **selon les modalités**
d'envois figurant ci**-dessous,** 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 vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
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-OLS-2023-0740 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2023-025954 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Dampierre-en-Burly BP 18 45570 OUZOUER-SUR-LOIRE
Orléans, le 21 avril 2023 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n° 84 Lettre de suite de l'inspection du 6 avril 2023 sur le thème « bilan des essais et requalifications des modifications matérielles du 4ème réexamen périodique à l'issue de la visite décennale du réacteur n° 2 »
N° dossier : Inspection n° INSSN-OLS-2023-0740 du 6 avril 2023 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Bilan des essais de requalification et de redémarrage référencé D5140/CR/22.152 du 9 février 2023
[3] 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
[4] Lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteur de l'année 2022 référencée CODEP-DCN-20226056733 du 21 novembre 2022
[5] Lettre de suites référencée CODEP-OLS-2022-024728 de l'inspection INSSN-OLS-20220648 du 4 mai 2022
[6] Courrier d'EDF référencé D453322029008 en date du 5 août 2022 [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) en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 6 avril 2023 dans le CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « bilan des essais et requalifications des modifications matérielles du 4 ème réexamen périodique à l'issue de la visite décennale du réacteur n° 2 ».
Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
Dans le cadre du suivi des quatrièmes visites décennales (VD4) des réacteurs du palier 900 MWe, l'ASN a défini un plan de contrôle établi sur la base des deux objectifs du réexamen périodique défini à l'article L. 593-18 du code de l'environnement que sont la vérification de la conformité des installations au référentiel de sûreté et la réévaluation de sûreté. Ce plan concerne notamment les actions (travaux et actions de vérification) menées par EDF avant la quatrième visite décennale lorsque le réacteur est en fonctionnement, celles réalisées pendant la visite décennale et celles effectuées lors du redémarrage du réacteur à l'issue de l'arrêt. L'inspection du 6 avril 2023 entre dans le cadre du plan de contrôle précité et a porté sur le thème
« bilan des essais et requalifications des modifications matérielles du 4ème réexamen périodique » réalisé à l'issue de la quatrième visite décennale du réacteur n° 2 du CNPE de Dampierre-en-Burly, qui s'est achevée fin décembre 2022.
Au cours de cette inspection, les inspecteurs ont examiné, par sondage, les résultats des essais qui ont été réalisés sur des éléments importants pour la protection des intérêts (EIP) pendant l'arrêt du réacteur n° 2 et au cours des opérations de redémarrage, à la suite de sa quatrième visite décennale. Les échanges ont porté sur le bilan des essais [2] transmis par le CNPE un mois après la fin de l'arrêt en application de la décision [3]. Ce bilan liste les essais réalisés et précise certains points comme le respect des critères de sûreté associés auxdits essais, l'ouverture de plans d'action (PA) en cas d'anomalie ou les suivis de tendance de certains critères mesurés lors des essais périodiques (EP). Les inspecteurs ont ainsi contrôlé par sondage des gammes d'essais parmi ceux réalisés lors de la visite décennale du réacteur n° 2 afin de vérifier que :
- le déroulement des essais ne remet pas en cause les règles d'essais (RE) du chapitre IX des règles générales d'exploitation (RGE) ;
- les critères exigés afin de considérer les EIP comme « disponibles » pour l'exploitation de l'installation sont respectés.
Par ailleurs, les inspecteurs ont également contrôlé plusieurs procédures d'exécution d'essais (PEE)
réalisées dans le cadre de la requalification de certaines modifications matérielles associées au 4 ème réexamen périodique et qui ont été déployées lors de la visite décennale du réacteur n° 2.
Il ressort de cette inspection que la majeure partie des gammes d'essais périodiques et des PEE contrôlées (une quarantaine de gammes et de PEE ayant été examinées) n'a pas soulevé de remarque suite à leur analyse. Certains essais appellent toutefois des demandes complémentaires détaillées dans la présente lettre de suite.
A l'identique de ce qui avait été relevé lors des inspections des 12 avril et 4 mai 2022 sur les thèmes
« bilan des essais à l'issue de la visite partielle du réacteur n° 3 » et « bilan des essais à l'issue de la visite décennale du réacteur n° 1 », les inspecteurs ont constaté l'incomplétude du bilan [2] par rapport aux dispositions de la décision [3] et de la lettre [4]. Il est donc attendu de la part du CNPE que les prochains bilans des essais transmis à l'issue des arrêts de réacteur soient conformes aux dispositions réglementaires.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement Complétude Du Bilan Des Essais De Redémarrage Et De Requalification
L'article 2.5.3 de l'annexe à la décision [3] dispose que « le dossier dressant le bilan d'arrêt, *pour sa partie* concernant les essais de redémarrage*, est établi sous une forme préliminaire dans le mois suivant l'atteinte de la* puissance nominale du réacteur ». L'article 1.2.2 précise quant à lui que « *dans la présente annexe, on entend par « essais de redémarrage* » :
- l'ensemble des essais et contrôles *faits par l'exploitant sur les EIP pour s'assurer que les exigences* définies pour ces EIP sont maintenues ou retrouvées au regard des interventions de maintenance ou des modifications réalisées pendant l'arrêt du réacteur sur ces EIP ;
- l'ensemble des essais prévus par les règles générales d'exploitation *mentionnées à l'article 20 du décret* du 2 novembre 2007 susvisé, réalisés pendant l'arrêt ou après la divergence *en lien avec les activités* réalisées pendant l'arrêt de réacteur ».
Enfin, la lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteurs de 2022 [4] précise le contenu attendu du dossier de bilan des essais de redémarrage qui doit notamment comporter « un document récapitulant tous *les résultats des essais périodiques et de requalification réalisés durant l'arrêt du* réacteur. Ce document est constitué de tableaux de synthèse dans lesquels figurent, pour chaque essai :
- les critères RGE correspondants ; - *les résultats enregistrés au cours de l'essai et au cours des deux essais précédents (suivi de tendance)* ». Les inspections des 12 avril et 4 mai 2022 ont respectivement porté sur les thèmes « bilan des essais à l'issue de la visite partielle du réacteur n° 3 » et « bilan des essais à l'issue de la visite décennale du réacteur n° 1 ». Elles ont permis de mettre en évidence l'incomplétude des bilans des essais de redémarrage et de requalification transmis par le CNPE de Dampierre-en-Burly au regard des exigences précitées. Aussi, je vous ai demandé, notamment dans la lettre de suites [5], de prendre les dispositions nécessaires afin de me transmettre des bilans des essais conformes aux dispositions réglementaires.
Par courrier [6], vous avez ainsi apporté les éléments de réponse suivants à la lettre de suites [5] :
- « nous prenons en compte *vos remarques et nous veillerons à ce que les éléments attendus dans la lettre* de position générique des campagnes d'arr*êt soient intégrés aux prochains bilans des essais de la* campagne d'arrêt » ;
- « dans le cadre de l'affaire parc AP1208, EDF a développ*é et mis en place une organisation permettant* la détection précoce de la dégradation des performances des matériels avec des requis de sûreté (critères RGE A) via un suivi de tendance des paramètres analogiques pertinents […] L'organisation mise en place sur le CNPE de Dampierre-en-Burly pour déployer le suivi de tendance est décrite dans la note D453316002662 […] Les paramètres à suivre en tendance sont relevés conformément aux procédures ».
L'inspection du 6 avril 2023 a permis d'échanger avec vos représentants sur la conformité du bilan [2] transmis à l'issue de l'arrêt pour visite décennale du réacteur n° 2 et sur les dispositions prises par le CNPE de Dampierre-en-Burly pour réaliser le suivi de tendance.
Les inspecteurs ont ainsi constaté les éléments suivants :
le bilan [2] ne comporte pas les résultats de l'ensemble des essais et contrôles réalisés par le site sur les EIP puisqu'à titre d'exemple, il ne contient pas les résultats des essais de décharge des batteries et les résultats des essais des mesures vibratoires sur les pompes des systèmes de sauvegarde ou sur les pompes du système de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA) ;
la note référencée D455017000133 établie par vos services centraux identifie pour chaque palier technologique les paramètres analogiques jugés pertinents par la société EDF pour faire l'objet du suivi de tendance.
L'examen par sondage de cette note a permis de mettre en évidence que :
- le suivi de tendance n'est pas applicable dans la doctrine nationale aux critères RGE A
associés aux essais dont la périodicité est inférieure à 2 mois ; or, comme mentionné à l'article 1.2.2 précité, le bilan des essais de redémarrage doit contenir l'ensemble des essais prévus par les règles générales d'exploitation ;
- le suivi de tendance n'est pas applicable dans la doctrine nationale aux critères RGE A
relatifs aux mesures de débit et de pression et aux calculs de la hauteur manométrique totale (HMT) des pompes EIP ; or, comme demandé dans la lettre [4], le suivi de tendance doit concerner l'ensemble des critères RGE ;
- le suivi de tendance réalisé par le CNPE de Dampierre-en-Burly ne porte pas sur l'ensemble des paramètres identifiés dans la doctrine nationale précitée (exemples non exhaustifs : absence de suivi de tendance sur les équipements ASG 006 EU ou EAS 018 EU).
Pour rappel, la section 1 du chapitre IX des règles générales d'exploitation définit les critères de groupe A et B de la façon suivante :
- groupe A : « critères d'essais dont le non-respect compromet un ou plusieurs *objectifs de sûreté.*
Ils sont issus des études de sûreté ou sont représentatifs de l'indisponibilité du ou des matériels requis (disponibilité ou performances compromises pour la durée de la mission) » ;
- groupe B : « critères d'essais dont l'évolution est *caractéristique de la dégradation d'un* équipement ou d'une fonction sans pour autant que ses performances ou sa disponibilité soient, après analyse, systématiquement remises en cause pendant la durée de mission ».
Au regard de sa définition, l'ASN considère qu'un critère de groupe A identifié dans le chapitre IX des RGE constitue *de facto* une exigence définie de l'EIP sur lequel ce critère doit être vérifié. Dans ces conditions, le bilan des essais de redémarrage transmis en application de la décision [3] doit comporter les éléments relatifs à l'ensemble des critères RGE A et non uniquement à ceux jugés « pertinents » par la société EDF.
Au vu des éléments précités et malgré ma demande répétée, les bilans des essais et de requalifications transmis par le CNPE de Dampierre-en-Burly ne sont toujours pas conformes aux dispositions réglementaires de la décision [3]. Demande I.1 : t**ransmettre à l'ASN, pour les prochains arrêts de réacteurs, des bilans des essais de** requalification et de redémarrage conformes aux exigences attendues de la décision [3] et de la lettre de position générique établie annuellement par l'ASN pour les campagnes d'arrêt de réacteur.
## Ii. Autres Demandes Réalisation Des Essais Périodiques
L'article R.593-30 du code de l'environnement est relatif aux règles générales d'exploitation (RGE) que l'exploitant d'une installation nucléaire de base doit mettre en œuvre pour assurer la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 dudit code. Le chapitre IX des RGE est relatif aux essais périodiques qui ont pour objectif de vérifier :
- la disponibilité des EIP liés aux accidents radiologiques ; - le respect des hypothèses choisies pour les conditions de fonctionnement décrites dans les études d'accidents du rapport de sûreté.
Lors de l'inspection du 6 avril 2023, les inspecteurs ont examiné une vingtaine de gammes d'essais périodiques. Si la majeure partie des gammes d'essais n'a pas appelé d'observation, les points suivants ont été soulevés lors de l'analyse des gammes d'essais référencées EPC ASG 043, EPC ASG 100, EPC RIS 020 et EPC RRI 201/202.
Essais périodiques EPC RRI *201 et 202* La règle d'essais RRI référencée EMEIS092156 ind.B prescrit à chaque arrêt pour rechargement la vérification d'un débit minimal RRI (système de refroidissement intermédiaire) sur l'échangeur RRA (système de réfrigération à l'arrêt) avec une seule pompe RRI en service par voie et fixe un critère RGE
A pour ce débit de 1 000 m3/h.
L'EPC RRI 201 permet de vérifier ce débit avec chaque pompe RRI de la voie A en fonctionnement (RRI
001 et 003 PO) et l'EPC RRI 202 avec chaque pompe RRI de la voie B (RRI 002 et 004 PO).
Si les gammes d'essais examinées lors de l'inspection ont permis de démontrer le respect du critère de groupe A précité, les échanges avec vos représentants soulèvent la question de la représentativité des essais réalisés : en effet, les débits mesurés lors des essais RRI 201 et 202 dépendent du pourcentage d'ouverture de la vanne réglante 2 RRI 155 VN située en aval de l'échangeur 2 RCV 002 RF (échangeur de la file banalisée ayant la plus grande contribution sur le débit) et une modification de ce pourcentage d'ouverture (donc du débit RRI circulant à travers l'échangeur RCV) est susceptible de conduire au nonrespect du critère de groupe A. Les intervenants en charge de la réalisation de ces essais peuvent donc ajuster l'ouverture de la vanne réglante pour obtenir des débits conformes et valider le critère RGE A. La règle d'essais précitée ne fixe aucune prescription particulière quant au réglage préalable de cette vanne (et donc du débit RRI minimum devant circuler dans l'échangeur RCV) pour réaliser les essais périodiques RRI 201 et 202 et vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier que les essais sont réalisés dans des configurations enveloppe et pénalisante par rapport aux situations incidentelles et accidentelles.
Demande II.1 : justifier du caractère représentatif des EPC RRI 201 et 202 réalisés et de la complétude de la règle d'essais considérant que celle-ci **ne définit aucun débit RRI minimum** circulant dans l'échangeur RCV**, ce débit devant être représentatif des configurations** incidentelles/accidentelles prises en compte dans la démonstration de sûreté.
## Essais Périodiques Asg 043 Et Asg 100
L'essai périodique ASG 043 vise notamment à vérifier à chaque rechargement le fonctionnement correct de la turbopompe ASG (système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur) en injection normale vers les générateurs de vapeur via un contrôle des principaux paramètres de fonctionnement.
La règle d'essais ASG référencée EMES090014 ind.B définit un critère RGE B associé à la vérification des performances hydrauliques de la turbopompe intitulé « point de la courbe caractéristique *à vitesse* maximale, augmenté des incertitudes de mesure » ; ce critère doit être supérieur à la courbe caractéristique hauteur manométrique totale initiale (HMT initiale) en fonction du débit (Q). Cette courbe initiale est élaborée lors du dernier essai de requalification de la pompe. Lors de l'essai réalisé en décembre 2022, les inspecteurs ont constaté que la courbe caractéristique de référence (HMT initiale, Q) utilisée pour vérifier le critère RGE de groupe B est obtenue via l'exploitation de la courbe établie en 1991 des caractéristiques de la turbopompe ; les inspecteurs s'interrogent sur l'absence de nouvelle courbe de référence eu égard aux opérations de maintenance réalisées sur la turbopompe depuis cette date (comme un éventuel remplacement de l'hydraulique de la pompe par exemple). Demande II.2 : justifier de la validité de la courbe caractéristique **de référence datant de 1991 dans** le cadre de **la réalisation de l'EPC ASG 043**.
L'essai périodique ASG 100 vise quant à lui à vérifier tous les 10 ans le maintien des performances de la fonction d'appoint en gravitaire de la bâche ASG par le système SER (distribution d'eau déminéralisée). L'essai ayant été réalisé lors de l'arrêt pour visite décennale du réacteur n° 2 avec la bâche 0 SER 001 BA, vos représentants ont été interrogés afin de savoir si l'essai réalisé lors de l'arrêt pour visite décennale du réacteur n° 1 l'avait été avec la bâche 0 SER 002 BA, en vertu du principe d'alternance des bâches à tester lors de cet essai périodique. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter les éléments de réponse le jour de l'inspection. Demande II.3 : c**onfirmer l'alternance des bâches SER utilisées dans le cadre de la réalisation d**e l'EPC ASG 100 lors des visites décennales des réacteurs n° 1 et 2.
## Essai Périodique Ris 020
L'essai périodique RIS 020, de périodicité 4 rechargements, vise notamment à vérifier les performances des pompes d'injection de sécurité basse pression (ISBP) dans les différentes configurations d'injection à plein débit vers le circuit primaire prises en compte dans la démonstration de sûreté.
Lors de la réalisation de cet essai pendant l'arrêt pour visite décennale du réacteur n° 2 de Dampierreen-Burly, le critère de groupe A relatif au débit d'injection de sécurité maximum à respecter en configuration d'injection en branche froide via la pompe 2 RIS 001 PO n'était pas satisfaisant. En effet, la valeur de débit relevée, incertitude comprise, était de 927,1 m3/h pour un critère RGEde 912 m3/h.
Plusieurs remplacements du diaphragme 2 RIS 004 DI, situé au refoulement direct de la pompe RIS voie A, et plusieurs essais ont été nécessaires afin de respecter le critère RGE A.
Lors de l'inspection du 6 avril 2023, les inspecteurs se sont interrogés sur plusieurs points en lien avec cet essai et vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter les éléments de réponse nécessaires. Ainsi, concernant le remplacement du diaphragme 2 RIS 004 DI, vos représentants ont indiqué n'avoir rien trouvé d'anormal ; l'origine de l'augmentation du débit engendrant le non-respect du critère RGE A n'est donc pas connue. Les actions curatives nécessaires ont certes été réalisées mais la cause technique ayant entraîné cette situation n'a pas été identifiée. Des échanges avec vos représentants, il s'avère que le suivi de tendance de la valeur du débit de la pompe 2 RIS 001 PO, relevée tous les 2 mois lors des essais sur débit nul, n'a pas été analysé sur les cycles précédents l'arrêt pour visite décennale du réacteur n° 2 de Dampierre-en-Burly. Demande II.4 : analyser l'origine du non**-respect du critère RGE A relatif au débit maximum**
d'injection ISBP en branche froide lors de l'essai réalisé en 2022. Demande II.5 : analyser et transmettre le suivi de tendance des performances de la pompe 2 RIS **001 PO sur les cycles précédents l'arrêt pour visite décennale du réacteur n°2.**
Les inspecteurs ont également évoqué le résultat du dernier essai périodique RIS 020 réalisé sur le réacteur n° 2 en 2019 qui s'était avéré satisfaisant mais avec une marge très faible par rapport au critère RGE. Depuis cet essai de 2019, une affaire générique parc (gérée par EDF via la Taskforce 22-09) a été ouverte en 2022 suite à l'identification d'une problématique sur la prise en compte des incertitudes de mesure (incertitudes qui étaient sous-évaluées) dans les essais des pompes ISBP (EPC RIS 020) et ISHP (EPC RIS 030) en injection à plein débit.
Dans le cadre de cette affaire, le réacteur n° 2 de Dampierre-en-Burly n'a pas été identifié comme étant en écart. Pourtant, au vu des résultats de 2019 présentés lors de l'inspection du 6 avril 2023 et en prenant en compte les incertitudes majorées issues de l'affaire parc, les inspecteurs s'interrogent sur le respect a posteriori du critère de débit obtenu en 2019. Demande II.6 : j**ustifier du respect des critères de débit de la pompe 2 RIS 001 PO lors de l'essai de** 2019 avec la prise en compte de l'affaire parc 2022. Enfin, lors de l'examen des gammes de l'EPC RIS 020 joué sur l'arrêt de 2022, les inspecteurs ont fait les constats suivants :
- dans la 1ère gamme jouée le 1er novembre 2022, l'essai a été validé dans un premier temps totalement satisfaisant, l'analyse 1er niveau n'ayant pas piégé le non-respect du critère RGE A
sur le débit. Cependant, l'analyse 2 nd niveau a permis de détecter l'erreur avant le rechargement du réacteur ;
- la gamme mutualisée de l'EPC RIS 020, créée dans le cadre du passage au référentiel VD4, est incomplète car elle ne prend pas en compte dans la partie « salle de commande » la vérification du déséquilibre positif entre les lignes d'injection (critère RGE A) ; ce point a donc été ajouté de façon manuscrite par vos représentants.
Demande II.7 : confirmer qu'une demande de mise à jour de la gamme de l'EPC RIS 020, applicable au référentiel VD4, a été faite au niveau national et s'assurer que la gamme sera corrigée avant la prochaine occurrence de cet essai sur le site de Dampierre.
## Validation Des Essais Périodiques - Analyse Premier Niveau
Comme indiqué supra, le chapitre IX des RGE est relatif aux essais périodiques et la section 1 de celuici présente les objectifs et les principes d'élaboration et d'exécution du programme d'essais périodiques. Elle identifie notamment les conditions d'acceptabilité d'un essai périodique, l'une d'entre elles étant que « l'analyse et le contrôle des résultats d'*essais sont effectués* ». Lors de l'inspection du 6 avril 2023, les inspecteurs ont examiné une vingtaine de gammes d'essais périodiques et ont constaté que plusieurs erreurs ne remettant pas en cause les résultats des essais périodiques ont été identifiées par vos représentants dans le cadre de la préparation de cette inspection ; ces erreurs ont ainsi été corrigées quelques jours avant l'inspection et ce alors que les essais périodiques avaient été réalisés il y a plusieurs mois. Les inspecteurs ont noté que les principes de l'assurance qualité ont cependant été respectés avec l'identification de l'agent ayant réalisé la correction de la gamme d'essai et la date à laquelle celle-ci a été modifiée. Toutefois, de nouvelles erreurs ou coquilles ont été détectées dans les gammes examinées :
- le domaine d'exploitation du réacteur mentionné dans la gamme de l'essai périodique EPC ARE 080 jouée le 29 avril 2022 était erroné ;
- le critère P relatif au volume de carburant en fin de l'essai EPC LLS 070 réalisé le 1 er décembre 2022 était coché conforme alors que le volume mesuré était de 1 155 litres pour un critère « > 1 *200 litres* » ; par ailleurs, le paragraphe « émission d'une demande de travaux » de la gamme d'essai n'était pas complétée alors qu'une telle demande avait été émise pour faire l'appoint en carburant et l'agent en charge de la validation de l'essai n'a pas complété le paragraphe relatif à la disponibilité du matériel et ce alors qu'un critère P n'était pas atteint.
Par ailleurs, pour l'essai périodique EPC EAS 130 qui vise à vérifier le fonctionnement d'une pompe du système EAS (aspersion enceinte) depuis sa commande au PSCC (panneau de signalisation et de commande complémentaire), les inspecteurs ont constaté que l'essai a été réalisé début octobre 2022 sur la base des PEE EAS 101 et 102 mais que celui-ci n'a été déclaré satisfaisant que le 5 janvier 2023, soit postérieurement à la divergence du réacteur n°2, ce qui n'est pas acceptable.
Les constats précités doivent mener le site à renforcer la qualité du contrôle et des analyses 1er niveau effectués dans le cadre de la réalisation des essais périodiques au titre du chapitre IX des RGE. J'attire votre attention sur le fait que des constats similaires vous ont déjà été notifiés à plusieurs reprises concernant les contrôles de conformité des opérations de maintenance réalisées.
Demande II.8 : renforcer la qualité des contrôles et des analyses 1er **niveau effectués dans le cadre**
de la réalisation du programme d'**essais périodiques au titre du chapitre IX des RGE.**
## Complétude Des Plans D'Action Constats (Pa-Csta)
L'article 2.6.3 de l'arrêté [7] dispose 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* ».
Dans le référentiel national d'EDF, un plan d'action constat (PA-CSTA) est ouvert pour toute anomalie susceptible de remettre en cause le respect d'une exigence définie d'un EIP, le non-respect d'une exigence définie étant la définition d'un écart selon l'article 1.3 de l'arrêté [7]. Lors de l'inspection du 6 avril 2023, les inspecteurs ont examiné plusieurs PA-CSTA ouverts par le CNPE de Dampierre-en-Burly à l'issue d'essais périodiques réalisés lors de la visite décennale du réacteur n° 2 et ont constaté les éléments suivants :
- le PA n° 325663 a été ouvert à l'issue de l'essai périodique EPC RCV 140 suite au non-respect du critère RGE B relatif au temps de fermeture de la vanne 2 RCV 002 VP ; si le PA identifie l'action curative réalisée (reprise du réglage de la vanne), il ne contient aucun élément quant à la cause technique du déréglage de la vanne ; aucune action préventive n'a donc pu être définie ;
- le PA n° 316703 a été ouvert à l'issue de l'essai périodique EPC SAR 030 et est relatif au nonrespect du critère RGE A de manœuvrabilité du clapet 2 SAR 322 VA. Si le PA mentionne le résultat des expertises menées (dépôt de poussière dans le fond du clapet et boule grasse) et les actions curatives réalisées, il ne contient aucun élément quant à la cause technique ayant entraîné cette situation ; aucune action préventive n'a donc pu être définie ;
- le PA n° 235479 a été ouvert en 2021 lors de la réalisation de l'essai périodique EPC JDT 450 pendant la visite décennale du réacteur n°1 en raison du non-respect du critère RGE B lié à la non fermeture des registres 9 DVN 504/505/517 VA. L'inspection « bilan des essais de redémarrage du réacteur n° 1 » du 4 mai 2022 (cf. lettre [5]) avait permis de mettre en évidence que des travaux avaient été réalisés sur les registres 9 DVN 405 et 505 VA mais qu'aucune intervention n'avait été effectuée sur le registre 9 DVN 517 VA puisque celui-ci a manœuvré lors de la 2ème tentative. Or, lors de l'essai périodique EPC JDT 690 réalisé en novembre 2022 lors de la visite décennale du réacteur n° 2, il a à nouveau été constaté la non fermeture du registre 9 DVN 517 VA, ce qui démontre le caractère insuffisant des actions menées sur ce matériel qui est commun aux réacteurs n° 1 et 2.
Au regard des exemples précités, les inspecteurs considèrent que la complétude des PA-CSTA n'est pas systématique et qu'en conséquence, le respect des dispositions de l'article 2.6.3 de l'arrêté [7] n'est pas assuré. Demande II.9 **: prendre les dispositions nécessaires pour assurer la complétude des PA-CSTA en**
regard des exigences définies à l'article 2.6.3 de l'arrêté [7]. M'informer des dispositions prises en ce sens.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn
Evolution du chapitre IX des RGE au passage VD4 Observation III1. A l'occasion de la visite décennale, le référentiel documentaire du réacteur n° 2 a été mis à jour afin de prendre en compte les évolutions matérielles et documentaires associées au quatrième réexamen périodique des réacteurs 900 MWe. A cette occasion, de nombreux essais requis au titre du chapitre IX des RGE ont été ajoutés ou modifiés.
La section 1 du chapitre IX des RGE dispose qu' « en ce qui concerne les nouveaux essais, quelle qu'en soit la périodicité, la première réalisation après intégration dans le référentiel de la tranche doit s'effectuer durant le cycle en cours ou lors du premier arrêt de tranche à venir (sauf à considérer des raisons de sûreté particulières, dûment tracées, en lien avec des aspects matériels et/ou organisationnels) ».
Lors de l'inspection du 6 avril 2023, les inspecteurs ont souhaité vérifier la planification et/ou la réalisation par le site de divers essais périodiques ajoutés à l'issue de la visite décennale du réacteur n°2 et visant à tester la disponibilité de matériels EIP (essais de manœuvrabilité à la fermeture des vannes ASG 179/180/181 VD, SED 030 VD, REA 051 VB, TEG 101 VY, contrôle d'étalonnage des capteurs TEP 120 SP, APG 004 MD, ETY 101 MP,…).
Les inspecteurs n'ont pas relevé d'écart sur cette thématique.
## Suivi De Tendance
Observation III.2 : Suite aux constats réalisés lors de l'inspection [5], vous avez indiqué par courrier [6] avoir mis en place une revue trimestrielle visant à évaluer la performance de votre processus de suivi de tendance. L'inspection du 6 avril 2023 a permis de mettre en évidence que la périodicité précitée n'est pas respectée. Il vous appartient donc de prendre les dispositions nécessaires pour respecter la périodicité des revues de suivi de tendance que vous avez définie.
Observation III.3 : Dans votre courrier [6], vous avez indiqué que « le processus de suivi de tendance consiste à relever périodiquement le paramètre à suivre lors des essais périodiques et à le comparer à son seuil de vigilance, dans le but de détecter un comportement atypique de ce dernier et de pouvoir anticiper une défaillance de l'équipement suivi ou un dépassement de critère RGE A ». Vos représentants ont été interrogés lors de l'inspection sur les modalités de définition du seuil de vigilance pour chaque paramètre, attendu que les inspecteurs considèrent que ce seuil doit être en deçà du critère RGE B.
Vos représentants ont indiqué que le seuil de vigilance a été soit calculé en prenant la moyenne des 5 derniers résultats d'essais périodiques à l'initialisation du suivi de tendance réalisé en 2016 lorsque cela était possible, soit fixé à dire d'expert, sachant que la valeur du seuil de vigilance reste fixe au cours des années sauf si celle-ci n'est plus jugée pertinente (en cas de remplacement de matériel par exemple). Si les inspecteurs ont pu constater sur plusieurs paramètres que le seuil de vigilance était effectivement en deçà du critère B, ils se sont toutefois interrogés sur la pertinence de certaines valeurs retenues du seuil de vigilance (exemple sur le paramètre « température palier de la pompe EAS 002 PO » mesuré au niveau du capteur EAS 008 MT où le seuil de vigilance a été défini à 49°C alors que les critères RGE A
et B sont respectivement fixés à 100 et 90°C). Observation III.4 L'examen du suivi de tendance a permis de mettre en évidence que la température de l'eau en sortie de moteur mesurée lors de l'EPC LHP 050 au niveau du capteur 2 LHP 274 LT était rigoureusement identique depuis plusieurs essais (valeur relevée à 71°C) ; compte tenu de la variabilité des températures mesurées lors de ce type d'essais (notamment en fonction de la période à laquelle ceux-ci sont réalisés), les inspecteurs invitent vos représentants à vérifier qu'il ne s'agit pas d'une coquille lors de la rédaction du bilan des essais ou d'un problème matériel, attendu que plusieurs anomalies ont été relevées sur ledit bilan par les inspecteurs et indiquées à vos représentants.
## Examen Des Pee
Observation III.5 : Les procédures d'exécution d'essais PEE LLB 122, LLE 125, LUU 130, LHC 100, LLS 222 et 224, LHU 004, GCT 506, SFI 101 et 102 et RPE 300 ont été examinées par sondage lors de l'inspection et n'ont pas amené les inspecteurs à formuler d'observation.
## Examen Des Gammes D'Essais Périodiques
Observation III.6 : Les inspecteurs ont contrôlé les essais périodiques suivants qui, suite aux échanges réalisés durant l'inspection, n'appellent pas de remarque dans le présent courrier : EPC ASG 080, EPC DVS 050, EPC EAS 100, EPC EPP 021, EPC JPI 010, EPC JDT 690, EPC RIS 100, EPC RIS 110. Les résultats des contrôles vibratoires des pompes des systèmes de sauvegarde et des pompes du système RRA ont également été examinés et n'amènent pas les inspecteurs à formuler d'observation, les différents contrôles s'avérant conformes.
##
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. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
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 REP
Signée par : Christian RON |
INSSN-LYO-2023-0484 | Référence courrier : CODEP-LYO-2023-014271 Monsieur le directeur Orano CE Tricastin BP 16 26701 PIERRELATTE cedex Lyon, le 11 avril 2023 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano Chimie-Enrichissement - INB n° 105 - usine Philippe Coste Lettre de suite de l'inspection du 4 avril 2023 sur le thème « *risques non radiologiques* »
No **dossier:** Inspection noINSSN-LYO-2023-0484 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision CODEP-LYO-2021-019313 du 26 avril 2021 [3] Arrêté du 26 mai 2014 modifié 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 [4] 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 [5] Avis du 8 février 2017 relatif au réexamen quinquennal des études de dangers des installations classées pour la protection de l'environnement de statut Seveso seuil haut
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection au sein de l'usine Philippe Coste (INB
n° 105) a eu lieu le 4 avril 2023 sur le thème de la maîtrise des risques non radiologiques. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 4 avril 2023 de l'installation réalisée au sein de l'usine Philippe Coste (INB n° 105), concernait le thème « *maitrises des risques non radiologiques* ». Les inspectrices se sont intéressées au planning de réexamen des études de danger de l'usine prévu par vos services ainsi qu'à l'analyse de conformité à certaines évolutions réglementaires récentes de l'arrêté en référence [3]. Les inspectrices ont pu consulter un des derniers contrôles annuels associé à l'une des mesures de maitrises des risques de l'étude de danger de l'unité 61 ainsi que des contrôles associées à deux barrières de prévention définies comme « *exigences définies* » selon le référentiel en vigueur sur votre site. Elles se sont ensuite rendues au sein du laboratoire ST 1800 afin de réaliser, par sondage, un contrôle de cohérence avec les données extraites de votre logiciel Quarkz, logiciel tenant lieu de registre des substances dangereuses pour l'ensemble de vos installations. Elles se sont ensuite rendues en salle de conduite de l'unité 64 afin de contrôler la présence de fiches réflexes évoquées par l'exploitant précédemment.
Si les contrôles réalisés sur les barrières de prévention apparaissent satisfaisants, des améliorations significatives sont attendues sur la prise en compte des évolutions réglementaires faisant suite au retour d'expérience de l'incendie de Lubrizol de 2019, sur le registre des substances dangereuses et le plan d'entreposage associé. Par ailleurs, une vigilance particulière est à porter aux échéances de réexamen quinquennal des études de danger.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement Etudes De Dangers De L'Usine - Réexamen Quinquennal
L'article R. 515-98 du code de l'environnement requiert un réexamen quinquennal des études de dangers (EDD) de votre usine. L'avis en référence [5] précise les attendus relatifs à ce réexamen. L'analyse des risques non radiologiques de votre usine est formalisée par plusieurs études de dangers, présentant chacune les éléments relatifs à une ou plusieurs installations. L'élaboration de ces études, et leur réexamen sont échelonnés dans le temps. Egalement, les récentes évolutions de votre usine vous conduisent à adapter les périmètres de ces EDD. Ces principes n'appellent pas de commentaire, dans la mesure, où, chacune des installations est prise en compte et qu'un réexamen est effectué pour chacune d'entre elle, tous les cinq ans. Vos représentants nous ont indiqué que le réexamen de l'étude de dangers de l'unité 64 est en cours de réalisation. La version précédente de cette étude date de mai 2017, son réexamen devrait être intervenu avant fin mai 2022. Les EDD des unités 65, 68 et 71 sont attendues avant la fin de l'année 2023. Demande II.1 : **Transmettre, dans les meilleurs délais, la notice quinquennale et la mise à jour de**
l'étude de danger de l'unité 64 et **s'engager pour chacune des études de dangers sur une échéance**
de transmission en 2023.
## Ii. Autres Demandes Evolutions Réglementaires Faisant Suite À L'Incendie De Lubrizol
L'exploitant a présenté votre processus d'analyse de la conformité réglementaire réalisé à partir de la plateforme « ROL ». A partir de la consultation de ce logiciel, les inspectrices vous ont interrogé sur la prise en compte de certaines évolutions de l'arrêté en référence [3].
En effet, la prise en compte du retour d'expérience de l'incendie de Lubrizol, a conduit à la modification du code de l'environnement ainsi que de plusieurs textes réglementaires encadrant les ICPE, modifications qui entrent progressivement en application.
Notamment, les inspectrices ont pu constater que vous vous considérez non conforme à l'alinéa 6 « Mesures de maitrises des risques » de l'annexe III « *Informations minimales devant être contenue dans* une étude de dangers » sans vous êtes encore fixé d'échéance précise pour résorber cette non-conformité. Or l'arrêté [3] précise à l'alinéa 5 de l'article 7 « *Lorsqu'il ne figure pas dans l'étude de dangers, l'exploitant* établit le document prévu au 6) du point I de l'annexe 3 avant le 1er janvier 2023 ». Demande II.1 : Etablir le document prévu à l'alinéa 6 du point I de l'annexe 3 dans les meilleurs délais et le transmettre à l'ASN.
Demande II.2 : Transmettre un état des lieux de la conformité de vos installations par rapport **aux** dernières évolutions réglementaires récentes faisant suite à l'incendie de Lubrizol. Le cas échéant, vous veillerez à préciser les échéances de remise en conformité que vous prévoyez.
## Registre Des Substances Dangereuses Et Plan Général Des Stockages
L'article 8.2.3 de la décision [2] dispose que « *L'inventaire et l'état des stocks des substances et mélanges* dangereux ou radioactifs décrit précédemment à l*'article 6.1.1 sont tenus à jour dans un registre, auquel est* annexé un plan général des stockages. Ce *registre est tenu à la disposition des services d'incendie et de secours*. ».
Par ailleurs, l'article 49 de l'arrêté [4] dispose que « L'exploitant tient à jour un état des matières stockées, y compris les matières combustibles non dangereuses ou ne relevant pas d'un classement au titre de la nomenclature des installations classées. » ; il précise que « Ces documents sont facilement accessibles et tenus en permanence à la disposition du préfet, des services d'incendie *et de secours, de l'inspection des installations* classées et des autorités sanitaires ». L'article 50 de ce même arrêté précise les attendus pour un certain nombre d'installations dont les installations Seveso. Le plan d'entreposage communiqué par vos représentants, référencé 00FB000019 dans sa version 11 du 20 octobre 2022, fait figurer des potentiels de dangers toxiques sur une installation qui ne contient plus ces substances.
Demande II.3 : Corriger le plan général des stockages **afin qu'il reflète avec exactitude les risques**
présents sur les installations. Demande II.4 **: Analyser les raisons qui vous ont conduit à oublier cette mise à jour lors de** l'élaboration de la version 11 du plan général des stockages et les dispositions nécessaires pour garantir la tenue à jour de ce document à l'av**enir.**
Le logiciel Quarkz constitue la plateforme permettant de réaliser l'inventaire des substances dangereuses. Il intègre notamment les quantités maximales des substances. Cette base de données est celle qui serait utilisée en situation d'urgence. Il n'intègre pas le suivi en temps réel des matières stockées. Ce point n'a pas fait l'objet d'un approfondissement lors de cette inspection dans les délais impartis. Les inspectrices ont demandé à vos représentants de réaliser une extraction, à partir du logiciel Quarkz des substances présentes au sein du laboratoire ST 1800 afin de réaliser, par sondage, un contrôle de cohérence avec les substances réellement entreposées.
L'examen du document extrait a montré de fortes incohérences entre les quantités maximales indiquées dans le logiciel et ce qui est entreposé au sein de la ST 1800. Le logiciel présente des quantités très fortement surestimées pour plusieurs substances. Vos représentants ont confirmé que certaines masses indiquées dans le logiciel ne correspondent à aucune réalité opérationnelle. La non détection de ces valeurs aberrantes interroge sur le processus d'élaboration de l'inventaire des substances. Vos représentants ont indiqué que ces erreurs pourraient venir non pas de la saisie mais d'un problème d'extraction provenant du logiciel.
*
* *
4 Le logiciel Quarkz est utilisé pour l'ensemble des installations et sert de référence lors de situation d'urgence, si un tel dysfonctionnement était confirmé sa correction devrait être effectuée dans les meilleurs délais. Demande II.5 : Corriger l'inventaire de la ST **1800 du logiciel Quarkz.**
Demande II.6 : Analyser l'origine des anomalies constatées au niveau de l'extraction de la ST 1800 et, le cas échéant, prévoir les actions correctives et préventives associées. Transmettre vos conclusions **à l'ASN**. Demande II.7 : Préciser les dispositions prises pour répondre aux articles 49 et 50 de l'arrêté [4], en particulier pour assurer un suivi en temps réel des matières stockées.
III. **CONSTATS OU OBSERVATIONS N'APPELANT PAS DE RÉPONSE À L'ASN**
Sans objet. Vous voudrez bien me faire part, **sous deux mois**, à l'exception des demandes I.1 et II.1 pour lesquelles un délai plus court a été fixé, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées et répondre aux demandes. 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.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. 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, le courrier de suite de cette inspection 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 chef de la division **de Lyon,**
Signé par Nour KHATER |
INSSN-LYO-2023-0509 | Lyon, le 24 avril 2023 Référence courrier : CODEP-LYO-2023-023412 **ORANO Chimie Enrichissement**
Monsieur le directeur BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano Cycle - INB n°138 - Installation d'assainissement et de récupération de l'uranium (IARU)
Lettre de suite de l'inspection du 4 avril 2023 sur le thème de la maîtrise des réactions en chaîne No **dossier** : Inspection n° INSSN-LYO-2023-0509 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision n° 2014-DC-0462 du 7 octobre 2014 relative à la maîtrise des réactions en chaine Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 4 avril 2023 dans l'installation IARU (INB n° 138) du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement (CE) de Pierrelatte sur le thème de la maîtrise des réactions en chaîne. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 4 avril 2023 de l'installation IARU (INB n° 138) du site nucléaire Orano CE de Pierrelatte, concernait le thème de la maîtrise des réactions en chaine. Accompagnés du chargé d'affaires et d'un expert criticien de l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN), les inspecteurs ont vérifié la conformité à la décision de l'ASN « criticité » [2], notamment concernant les exigences de formation et d'organisation. Ils se sont également intéressés aux modifications réalisées au cours des trois dernières années pouvant avoir un impact sur la maitrise du risque de criticité. Les inspecteurs ont également vérifié le déploiement opérationnel des engagements envers l'ASN en lien avec les contrôles d'épaisseur des équipements à géométrie sûre au niveau de l'atelier de pulvérisation du 19D et de l'atelier de dissolution matière. Ils se sont également attachés à vérifier le respect des exigences définies des locaux du 64D en lien avec l'entreposage des pièges chimiques.
Au vu de cet examen, la conclusion de cette inspection est jugée satisfaisante. L'organisation interne mise en place par l'exploitant permet une bonne sensibilisation du personnel Orano CE et les recommandations émises par les experts criticiens sont correctement prises en compte dans les dossiers de modification. Le suivi des matières, en gestion par la masse ou via la spectrométrie et les analyses de dilution font l'objet d'un suivi formalisé. La conduite et la propreté des installations sont également jugées satisfaisantes. L'exploitant devra toutefois identifier sur les différents périmètres, l'ensemble des intervenants extérieurs susceptibles d'interagir avec des matières fissiles et vérifier leurs formations et sensibilisation au risque de criticité tel que le prévoit la décision [2].
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Conformité Au Titre Iv De La Décision Criticité De L'Asn
Les inspecteurs ont examiné les moyens engagés par l'exploitant afin d'assurer le respect de l'article 4.3.1 de la décision [2] : « Les personnes intervenant dans des zones où des matières fissiles sont mises en œuvre reçoivent une sensibilisation au risque de criticité adaptée au niveau de risque de la zone de l'installation concernée. Les personnes intervenant dans des opérations mettant en œ*uvre des matières fissiles reçoivent une formation* qui explicite le risque de criticité de l'installation concernée et les dispositions à appliquer pour les maîtriser. Cette formation comporte autant que nécessaire une formation au risque de criticité spécifique aux postes de travail sur lesquels ces personnes interviennent.
Cette formation est renouvelée périodiquement et, pour ce qui concerne la partie spécifique au poste de travail, en cas :
- de modification significative des modes opératoires ayant un impact sur la maîtrise du risque de criticité,
- d'affectation d'une personne ou d'une équipe à un nouveau poste de travail présentant un risque de criticité et pour lequel la personne ou l'équipe n'a pas été formée. »
La sensibilisation élaborée et réalisée par les ingénieurs criticiens du site est jugée complète et suffisante par les inspecteurs ; toutefois, la mise en œuvre de la formation est quant à elle jugée disparate. En effet, l'organisation de la formation dépend fortement du statut de l'intervenant. Concernant le personnel Orano CE, une formation sur le sujet de la criticité est réalisée dans le cadre de la formation « sûreté », et l'adaptation au poste de travail est réalisée via un module qui est différent selon le périmètre d'affectation (réparation - décontamination, traitement des déchets, traitement des effluents). Concernant les intervenants extérieurs, seuls les intervenants extérieurs de l'atelier de traitement des déchets Trident sont identifiés comme bénéficiant d'une formation et ce alors que des agents d'autres sociétés extérieures interviennent lors d'opérations mettant en œuvre de la matière fissile
(maintenance, génie civil, ventilation…). La mise en conformité avec la décision, qui exige une formation sur les risques de criticité pour tous les intervenants, devrait être portée par le livret FCF1 référencé TRICASTIN-19-16926, en cours de modification et fait déjà l'objet d'une demande dans l'inspection INSSN-LYO-2023-0501 du 3 mars 2023. Ce point est notamment identifié dans votre bilan de conformité à la décision [2] : « *la formation du* personnel encadrant et des IE susceptible d'intervenir dans des opérations mettant en œuvre des matières fissiles n'est pas formellement garantie ». Demande II.1 Identifier les intervenants extérieurs susce**ptibles d'être concernés par l'article**
4.3.1 de la décision [2] et s'engager sur un calendrier de réalisation de formation, spécifique au poste de travail, ainsi que les recyclages associés **pour l'ensemble des intervenants** extérieurs.
## Contrôles D'Épaisseur Des Colonnes À Géométrie Sûre
Les inspecteurs ont vérifié l'avancement de l'engagement de l'inspection réexamen INSSN-LYO-20210398 des 27 et 28 mai 2021 concernant la reprise des contrôles d'épaisseur des colonnes à géométrie sûres. Ils ont comparé les derniers résultats des contrôles périodiques réalisés sur l'année et se sont rendus au 19D afin de regarder les marquages réalisés. Vos équipes ont expliqué que les difficultés inhérentes à la technique de contrôle les avaient amenés à placer ces colonnes sous surveillance renforcée et que les contrôles trimestriels réalisés avaient pour objectif de fixer une nouvelle valeur de référence de l'épaisseur. La consolidation des résultats est prévue prochainement. Demande II.2 Tenir l'ASN informée de**s résultats et des actions découlant de la surveillance**
renforcée des contrôles d'épaisseur des colonnes à géométrie sûre.
## Traitement Des Femdam
Le processus FEM-DAM prévoit la consultation d'experts thématiques en fonctions des risques induits par la modification. Ces experts émettent des recommandations, à prendre en compte lors des différents stades de la modification.
Les inspecteurs ont consulté par sondage de nombreuses FEM-DAM avec un enjeu de criticité. Parmi celles consultées, plusieurs présentaient des recommandations nécessitant un contrôle technique n'ayant pas été effectué. En outre, la FEM-DAM relative au traitement des pièges NAF2sur l'INB 1383 est incomplète, la modification ayant été mise en œuvre sans que les éléments de traçabilité aient pu être présentés lors de l'inspection.
Demande II.3 Renforcer le suivi du processus FEM-DAM, notamment concernant le contrôle technique.
# Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Réponse À L'Asn
Sans objet.
*
* *
4 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 et répondre aux demandes. 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.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
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, le courrier de suite de cette inspection 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-LYO-2023-0523 | Lyon, le 21 avril 2023 Référence courrier : CODEP-LYO-2023-025714 **ORANO Chimie Enrichissement**
Monsieur le directeur BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano Chimie-Enrichissement - Direction D3SEPP
Lettre de suite de l'inspection du 19 avril 2023 sur le thème « Incendie »
No **dossier** : Inspection noINSSN-LYO-2023-0523 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 Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 19 avril 2023 à la direction D3SEPP1 du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement (CE) de Pierrelatte sur le thème de l'incendie. L'inspection a concerné plus spécialement l'activité de l'UPMS2.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection a consisté au contrôle des équipes d'intervention de l'Unité de Protection de la Matière et du Site (UPMS) en charge, notamment, de la lutte contre l'incendie dans les différentes Installations Nucléaires de Base (INB) du site du Tricastin. Les inspecteurs ont suivi une partie des activités de l'équipe d'intervention à partir de sa prise de poste. Certains locaux ont été visités. Les inspecteurs ont également participé à l'exercice prévu le jour de l'inspection par le site au magasin général de produits chimiques (bâtiment 858), exercice qui consistait à intervenir sur une perte de confinement d'un produit chimique dangereux. Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs ont pu apprécier la qualité de l'organisation de la journée de travail ainsi que la participation des agents aux différentes tâches (contrôle des matériels, formation journalière). Les inspecteurs ont assisté à la prise de garde le matin, les passages de consignes entre les équipes, la prise en compte des matériels, ainsi qu'à l'exercice organisé en début d'après-midi sur une installation du site. Concernant le suivi des activités des agents, les inspecteurs ont insisté sur la nécessité de pouvoir en assurer un contrôle précis. Concernant l'exercice, qui consistait à intervenir sur un déversement d'un produit chimique, les inspecteurs estiment qu'il conviendrait de revoir l'affectation des missions dévolues aux équipes d'intervention en fonction de la cinétique des évènements.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement Sans Objet. Ii. Autres Demandes Suivi Des Activités Des Agents Composant L'Équipe D'Intervention
L'article 3.2.2-4 de la décision [2] dispose que « *un nombre suffisant de personnes disponibles est désigné* pour faire partie des équipes d'intervention et de lutte contre l'incendie. Elles sont formées et entrainées régulièrement, selon un programme annuel adapté à l'exercice de leurs missions ». Afin de répondre à l'exigence d'entrainement des équipes, vous avez identifié un certain nombre de thématiques représentant des évènements susceptibles de se produire sur le site et prévu chaque jour la réalisation d'une manœuvre ou instruction à laquelle participent les agents. Les inspecteurs ont souhaité consulter le suivi de cette exigence. Il a été présenté plusieurs tableaux, sous forme de tableurs ou de formulaires manuscrits qui n'ont pas permis de s'assurer a posteriori du respect de cette exigence. Demande II.1 **: Mettre en place un outil de suivi rigoureux des activités des agents constituant les**
équipes d'intervention et de lutte contre l'incendie.
## Suivi Des Matériels D'Intervention Et Lutte Contre L'Incendie
L'article 3.2.1-3 de la décision [2] dispose que « Les *moyens matériels d'intervention et de lutte interne à* l'INB sont placés dans des endroits signalés, rapidement accessibles en toute circonstance et maintenus en bon état de fonctionnement ». L'équipe d'intervention est en charge également de contrôler le bon fonctionnement des matériels à sa disposition. Le jour de l'inspection, deux motopompes remorquables ont fait l'objet de tests de fonctionnement. L'une d'elle a eu quelques difficultés à remplir sa fonction. Il s'est avéré que le dernier entretien du moteur remontait à près de trois ans selon l'étiquette apposée sur ce dernier. Il ne peut toutefois pas être établi de manière certaine un quelconque lien entre l'entretien moteur et le fonctionnement de la pompe. Il convient d'indiquer que certains matériels spécifiques tels que ces motopompes sont peu utilisés et ne peuvent faire l'objet que d'un unique test de fonctionnement annuel, contrairement aux engins de base de lutte contre l'incendie (fourgon pompe tonne notamment) qui font l'objet d'une vérification journalière de bon fonctionnement. Les inspecteurs ont demandé à consulter les outils de suivi de l'entretien des matériels. A la vue des tableaux de suivi il s'est avéré que cette motopompe était passée au travers des entretiens prévus sans qu'une boucle de rattrapage n'ait pu signaler l'anomalie.
L'entretien des matériels fait pourtant l'objet de multiples actions au sein du service UPMS. Outre les vérifications journalières ou ponctuelles par les équipes d'intervention, un agent spécialisé est en charge d'effectuer des contrôles et opérations de maintenance préventives ou curatives au quotidien et dispose d'un planning permettant de passer en revue l'ensemble des matériels, sans que ces interventions ne se substituent aux contrôles annuels, réalisés par des prestataires extérieurs. Comme pour le suivi des activités des agents, il apparait nécessaire de valoriser ces actions de contrôle ou de maintenance au travers d'un outil de suivi ou de gestion centralisé. Demande II.2 : Mettre en place un outil de suivi rigoureux des matériels d'intervention et de lutte contre l'incendie.
## Exercice : Accident De Manutention Et Fuite D'Un Grv3 Contenant De L'Acide Nitrique Au Magasin D'Un Produit Chimique.
Un exercice était programmé le jour de l'inspection, les inspecteurs ont donc suivi les équipes d'intervention sur ce dernier. L'exercice simulait la perte de confinement d'un GRV contenant de l'acide nitrique sur une aire de manutention à proximité du bâtiment 858. Lors d'un déversement d'un produit chimique en extérieur, une des premières actions permettant de préserver l'environnement est de s'assurer de la maitrise du confinement des liquides au plus près du sinistre. Afin de remplir cet objectif, l'exploitant dispose de kits spécifiques permettant notamment d'obturer une plaque d'égout et plus en aval du réseau d'une vanne d'isolement des écoulements de cette partie du site. Si la première action consistant à disposer une plaque d'obturation de grille d'égout a bien été rapidement mise en place par les premiers intervenants, il est prévu dans vos procédures que ce soit UPMS qui soit en charge de manœuvrer la vanne d'isolement du réseau d'eau pluviale. L'exercice a montré que le colmatage de la grille d'égout au moyen de la plaque prévue à cet effet n'a fait que limiter le flux de liquide vers l'extérieur. En effet, sur des surfaces granuleuses telles que des enrobés bitumineux, le colmatage ne devient efficace que si une certaine pression est appliquée sur ce matériel. Dans pareille situation, la mise en œuvre de la fermeture de la vanne de sectionnement des réseaux est à réaliser très rapidement.
Compte tenu de la cinétique imposée par une perte de confinement de liquide il n'était pas matériellement possible aux équipes d'intervention d'UPMS de mettre en œuvre les actions qui auraient permis de stabiliser la situation vis-à-vis de l'environnement, compte tenu de leur délai de route et du délai de prise en compte de la situation. De manière très générale, les inspecteurs estiment que ces actions de fermetures de vannes d'isolement des réseaux doivent pouvoir être réalisées par les premiers témoins de la situation et notamment les équipes de l'exploitant déjà présents à proximité du sinistre. Idéalement ces actions devraient pouvoir être réalisées à distance ou de manière automatique. Demande II.3 : Mettre en place des actions permettant d'isoler plus rapidement les réseaux en cas de déversement de produits chimiques dangereux.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Réponse À L'Asn * * 4 Planche De Garde
Le chef de brigade dispose d'une planche de garde afin de définir les positions ou affectations de chaque agent constituant la garde. A l'appel, il s'est avéré qu'un agent était manquant, pour cause de maladie. Cette planche de garde sert également au poste central de surveillance pour déclencher les secours en cas d'alerte. Les inspecteurs ont relevé que l'effectif affiché sur la planche de garde était différent la nuit et le jour concernant le fourgon de lutte contre les incendies sans raison apparente. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'il s'agissait d'un nouveau formulaire et qu'il devait s'agir d'une erreur sur le modèle de tableau car l'effectif du fourgon de lutte contre les incendie est bien le même le jour et la nuit.
## Programmation Annuelle Des Exercices
Les inspecteurs ont consulté le programme annuel des exercices incendie organisés sur le site pour les différentes installations. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que le service UPMS avait repris, cette année, le pilotage de l'organisation des exercices sur les installations afin d'être associé en amont à la définition précise des thèmes à jouer. Les inspecteurs notent qu'une vision centralisée et une implication forte de l'échelon central en collaboration avec les installations devrait permettre une meilleure adéquation des thématiques d'exercices incendie avec les enjeux ou actualités des différentes installations 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 et répondre aux demandes. 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. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. 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, le courrier de suite de cette inspection 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,
Signé par Éric ZELNIO |
INSSN-MRS-2023-0611 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2023-024274 Monsieur le directeur du CEA CADARACHE 13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE
Marseille, le 14 avril 2023 Références :
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base.
Lettre de suite de l'inspection du 30 mars 2023 sur le thème « Radioprotection » au LPC (INB 54)
N° dossier: Inspection noINSSN-MRS-2023-0611
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté dit « zonage » du 15 mai 2006 modifié relatif aux conditions de délimitation et de signalisation des zones surveillées et contrôlées dites zones délimitées compte tenu de l'exposition aux rayonnements ionisants
[3] Inspection INSSN-MRS-2020-0610 du 15 décembre 2020 aux ATPu et LPC (INB 32 et 54)
[4] Courrier DG/CEACAD/CSN DO2021-267 du 7 avril 2021
[5] Procédure générale du centre de Cadarache sur le zonage radioprotection des installations CEA/DEN/CAD/D3S/SPR DO N261 du 30 novembre 2021
[6] Inspection noINSSN-MRS-2023-0612 du 28 février 2023 sur le LPC (INB 54)
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 30 mars 2023 au LPC (INB 54) sur le thème « Radioprotection ».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection inopinée de l'installation LPC (INB 54) du 30 mars 2023 portait sur le thème « Radioprotection ».
Les inspecteurs ont effectué une visite de l'installation pour vérifier par sondage la cohérence entre :
l'analyse du zonage radioprotection des différents locaux, le zonage de référence retenu, la signalisation et le balisage présents, les modalités de gestion sur l'installation des zonages opérationnels en cours de validités.
La gestion des sas temporaires pour des opérations ponctuelles a également été abordée. Les inspecteurs ont examiné par sondage la cohérence des vérifications périodiques de radioprotection réalisées sur l'installation par rapport aux risques d'exposition identifiés. Ils se sont également intéressés à la bonne application des procédures du service de protection contre les rayonnements (SPR) concernant l'implantation des dosimètres de zone. La justification de l'emplacement et des seuils des balises de surveillance atmosphérique de radioprotection a également été abordée.
Sur la thématique de remontée et de gestion des écarts, les inspecteurs ont pu examiner par sondage quelques fiches d'information radiologiques (FIR) concernant des événements récents. Des dossiers d'intervention en milieu radioactif (DIMR) associés ont pu être consultés. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que l'organisation de la radioprotection sur l'installation est globalement satisfaisante. Les explications concernant les choix d'implantation des dosimètres de zone et des balises de surveillance atmosphériques étaient satisfaisantes. Les résultats de contrôles techniques d'ambiance radiologique consultés étaient convenablement renseignés et bien construits. Le traitement des écarts relevés au moyen de FIR n'appelle pas de remarques.
La visite de l'installation a cependant mis en évidence un problème de cohérence entre l'affichage radioprotection réglementaire et le plan de zonage de référence. Un écart entre les dispositions prises dans la cadre d'un zonage opérationnel et les débits de doses réels a pu être détecté. Une demande a également été réalisée concernant la gestion du risque incendie.
## I. Demandes À Traiter Prioritairement
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. Autres Demandes Cohérence Entre L'Affichage Et Le Plan De Zonage De Radioprotection De Référence
Le code du travail dispose dans son article R. 4451-22 « *l'employeur identifie toute zone où les travailleurs* sont susceptibles d'être exposés à des niveaux de rayonnements ionisants » dépassant ceux fixés par le présent article. L'arrêté [2] décline les dispositions de délimitation et de signalisation de ces zones. Pour chacune de ses INB, le CEA Cadarache réalise une analyse local par local des risques d'exposition aux rayonnements ionisants et définit deux types de zonage : un zonage de référence et des zonages opérationnels lorsque les activités de l'installation engendrent des modifications temporaires du zonage de référence. Lors de l'inspection [3] sur la même thématique réalisée en 2020 des installations ATPu et LPC, les inspecteurs avaient constaté que le plan de zonage de référence de l'ATPu affiché dans l'installation présentait des incohérences par rapport au plan présenté en inspection. Une demande d'action corrective avait été réalisée sur ce point. Dans son courrier [4] de réponse, l'exploitant avait précisé avoir mis en cohérence les plans affichés dans l'installation avec le zonage de référence.
Lors de la visite du LPC dans la cadre de la présente inspection, les inspecteurs ont constaté de multiples incohérences entre le plan de zonage de référence et les affichages présents dans les locaux. Les inspecteurs ont demandé à consulter les anciennes versions du plan de zonage de référence et ont pu constater que certaines de ces incohérences étaient antérieures à la dernière mise à jour. Les inspecteurs ont également constaté l'absence d'affichage de signalisation des zones réglementées au niveau de certains accès, ce qui n'est pas conforme aux dispositions de l'arrêté [2] ainsi qu'à la procédure générale [5] du centre de Cadarache sur le zonage radioprotection des installations.
Demande II.1. : Mettre en cohérence, conformément à l'article R. 4451**-22 du code du travail,**
l'affichage de signalisation des zones **réglementées avec le plan de zonage de** référence de l'installation **LPC.**
La procédure générale [5] du centre de Cadarache sur le zonage radioprotection des installations indique que la conformité du zonage de radioprotection est vérifiée en déclinant le programme de vérification périodique de radioprotection. Cette disposition n'a pas permis la détection de ces écarts. Demande II.2. : Analyser les causes de l'absence de remontée **de ces écarts. Indiquer les**
dispositions organisationnelles retenues en conséquence pour s'assurer de **la mise** à jour de l'affichage de signalisation des zones réglementées **lors des**
modifications du zonage de référence de l'**installation.**
## Zonages Radioprotection Opérationnels
Les inspecteurs se sont intéressés aux zonages radioprotection opérationnels ouverts sur l'installation. Conformément à la procédure [5], chaque zonage opérationnel fait l'objet d'une fiche de vie qui justifie le besoin de modifier ponctuellement le zonage et qui décline les dispositions transitoires de radioprotection retenues.
La fiche de vie du zonage opérationnel ouvert au niveau du sas de la cellule C8 impose la mise en place de protections biologiques autour de certains fûts pour atteindre un débit de dose au contact inférieur à 200 µSv/h. Cette disposition permet notamment d'être cohérent avec les hypothèses retenues dans les prévisionnels dosimétrique des intervenants extérieurs réalisés dans les dossiers d'intervention en milieu radioactifs (DIMR). Lors de la visite de la cellule C8, les inspecteurs, accompagnés du SPR équipé d'appareils de mesure de l'irradiation, ont pu constater des débits de dose plus de deux fois supérieurs à cette valeur au contact de certains fûts et ce malgré les protections biologiques installées.
Si ce dépassement ne remet pas en cause le zonage de la cellule, il peut avoir un impact sur les prévisionnelles de dose et les conditions d'intervention des équipes. Demande II.3. : **Prendre des dispositions complémentaires pour respecter les limites de débit de**
doses fixées par la fiche de vie du zonage radioprotection opérationnel ouvert en cellule C8. Dans le cas où il serait impossible de garantir le **respect de ce débit de** dose, adapter la fiche de vie en conséquence et évaluer l'impact sur les conditions d'intervention des intervenants au regard des consignes de radioprotection fixées par les DIMR.
Secteurs de feu Lors de la visite de l'installation, les inspecteurs ont constaté des défauts de fermeture et d'étanchéité de certaines portes identifiées par affichage comme ayant un caractère coupe-feu. À la suite de l'avancement des opérations de démantèlement et de l'évacuation de la majorité du terme source de l'installation, l'étude de maitrise des risques incendie (EMRI) réalisée lors du dernier réexamen périodique propose de réduire le nombre de secteurs de feu de l'installation. Ainsi, plusieurs portes coupe-feu n'auraient plus à assurer cette fonction au titre de la démonstration de sûreté de l'installation.
Des défauts ont cependant été également constatés sur des portes situées aux frontières des nouveaux secteurs retenus par l'EMRI, notamment au niveau de la cellule C9. Demande II.4. : Transmettre pour fin 2023 les résultats de la vérification de l'intégrité de la sectorisation incendie réalisée dans le cadre de l'action 130 du plan d'action du réexamen périodique ainsi que, le cas échant, les actions de remise en conformité qui en découleront. Dans le cadre de l'action 67, m**ettre l'affichage de**
l'installation en cohérence avec la nouvelle sectorisation.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Réponse À L'Asn
Conditions d'accès aux installations Observation III.1 : À la suite de problématiques d'encodage, les inspecteurs ont mis un temps conséquent pour rentrer sur la zone de protection renforcée (ZPR) où se trouve l'installation. La cause de ces problématiques n'a pas pu être identifiée par le CEA
le jour de l'inspection. Ce délai a eu pour conséquence de décaler l'ensemble des actions de contrôles, ce qui impacte à la fois les équipes d'inspection et de l'exploitant de l'installation. Je vous rappelle que, malgré le caractère inopiné de l'inspection, vous devez vous assurer du respect de l'article L. 171-1 du code [1].
## Zonage Opérationnel
Observation III.2 : Les inspecteurs ont pu constater les dispositions prises par l'installation pour assurer le bon affichage des zones radiologiques contrôlées des locaux qui font l'objet d'un zonage opérationnel. Ce point avait fait l'objet d'une demande lors de la précédente inspection [6] du 28 février 2023.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois et selon les modalités d'envois figurant **ci-dessous**, 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.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
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 de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier. Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents sont à déposer sur la plateforme « France transfert » à l'adresse https://francetransfert.numerique.gouv.fr, en utilisant la fonction « courriel ». Les destinataires sont votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier ainsi que la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-LYO-2023-0884 | Lyon, le 4 avril 2023 Référence courrier : CODEP-LYO-2023-022725 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Saint Alban Electricité de France BP 31 38555 **ST MAURICE L'EXIL**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Lettre de suite de l'inspection du 31 mars 2023 sur le thème « R.3.1 Première barrière »
N° dossier : Inspection n° INSSN-LYO-2023-0884 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Règle particulière de conduite (RPC) : « Opération de renouvellement du combustible -
Tranches REP 1300 - P4/P'4 »
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 31 mars 2023 sur la centrale nucléaire de Saint Alban sur le thème « R.3.1 Première barrière » et plus particulièrement sur le déchargement du réacteur 1.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème de la première barrière de confinement, constituée par les gaines du combustible nucléaire, et plus particulièrement sur le déchargement du combustible du réacteur 1 en vue de son arrêt pour maintenance et rechargement. Les inspecteurs ont vérifié le respect des règles particulières de conduite applicables au réacteur pour les opérations de déchargement. Ils se sont rendus aux différents postes de travail associés au déchargement et au contrôle des assemblages combustibles, dans le bâtiment réacteur et dans le bâtiment combustible.
Les vérifications des inspecteurs n'ont pas mis en évidence d'écart aux règles applicables aux activités de déchargement. Les pratiques observées étaient conformes aux exigences du référentiel applicable, notamment la règle particulière de conduite (RPC) en référence [2] et des bonnes pratiques ont été identifiées. La qualité des inspections télévisuelles permettant de surveiller les activités et de contrôler l'état des assemblages combustibles était à l'attendu et prenait en compte le retour d'expérience d'événements survenus sur le parc nucléaire en exploitation. Toutefois, l'inspection a mis en évidence des axes de progrès, qui méritent notamment d'être pris en compte avant le rechargement du réacteur à l'issue de son arrêt.
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Audibilité Du Haut-Parleur De La Chaîne De Niveau Source (Cns)
La RPC [2] requiert, par sa prescription « P4 », la présence d'un comptage audio d'une des chaînes de niveau source (CNS) pour prévenir le risque de dilution intempestive. La RPC prévoit que le poste de supervision dans le bâtiment réacteur (BR) soit installé à proximité immédiate du haut-parleur de la chaîne audio.
Les inspecteurs ont constaté qu'en raison du bruit des ventilations situées à proximité et la présence de protections le recouvrant, le haut-parleur de la CNS n'était pas audible depuis le poste de supervision. Vos représentants ont indiqué que cette difficulté était d'une importance moindre en situation de déchargement. Toutefois, le risque de dilution intempestive existe et la prescription s'applique à l'identique.
Demande II.1 : Mettre en place, avant le rechargement du réacteur 1, des dispositions pour rendre audible, depuis le poste de supervision, le haut-parleur de la CNS.
## Accès À La Liste Des Documents Applicables (Lda) À L'Activité De Déchargement
La liste des documents applicables au déchargement doit être tenue à jour et présente aux postes de travail. A cette fin, vous avez mis en place des outils informatiques pour que les intervenants puissent la consulter au cours de leurs activités en disposant de la version à jour. Ainsi, dans le BR, le chef de chargement disposait d'une tablette et, dans le bâtiment abritant la piscine d'entreposage du combustible (BK), d'un PC dédié.
Néanmoins, les inspecteurs ont relevé que la tablette n'était pas adaptée à une utilisation rapide en cas de nécessité, qui plus est avec des gants, et que l'absence de stylet ne permettait pas de naviguer aisément dans les documents. Vos représentants ont indiqué que ce point avait été identifié.
Concernant le BK, les documents ont bien pu être consultés mais le PC dédié a dû être démarré ce qui a nécessité quelques minutes d'attente. Enfin, les procédures incidentelles dédiées à la manutention combustible (I-PMC), étaient disponibles au format papier.
Demande II.2 : Transmettre à l'ASN les **actions engagées pour améliorer l'ergonomie des**
dispositifs informatiques utilisés pour accéder aux documents associés à des activités importantes pour la protection des intérêts.
## Porte Participant Au Confinement Bloquée Ouverte
Les inspecteurs ont relevé que la porte HKB 215, située dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires
(BAN), en haut de l'escalier permettant d'arriver à l'accès au BR, était bloquée en position ouverte, en raison d'un frottement entre le sol et la porte. Cette porte participe au confinement de l'installation et à la limitation de la propagation des fumées en cas d'incendie.
Demande II.3 : **Procéder au réglage de la porte HKB 215 ou à la réfection du sol si nécessaire de**
sorte que cette porte se referme automatiquement après le passage d'un intervenant.
## Aménagement De La Zone De Contrôle De Radioprotection En Sortie De Br
Les inspecteurs et vos représentants ont hésité sur les contrôles de radioprotection à exécuter en sortie de BR, les affiches présentes sur les deux premiers appareils de contrôle de contamination n'étant pas cohérentes sur le nombre de points à contrôler (les affiches verticales demandant 4 points et les affiches horizontales en demandant 5). Les affiches présentes au niveau du 3ème appareil demandaient bien un contrôle 5 points, ce qui a conduit l'équipe à se contrôler deux fois, avant de se contrôler sur un contrôleur main-pied. Ces incohérences sont susceptibles d'entrainer de la confusion sur l'ordre des contrôles à faire et leur nombre.
Demande II.4 : Clarifier les règles de contrôle applicables **en sortie de BR et mettre en cohérence** les différents affichages présents sur place.
## Stationnement Des Chariots De Manutention En Cours De Charge
Les inspecteurs ont identifié, dans le couloir du BAN, devant le magasin chaud, des chariots de manutentions garés, en cours de charge, en dehors de l'emplacement dédié à cet effet et entravant l'ouverture de la porte des locaux adjacents.
Demande II.4 : Informer l'ASN des actions engagées **concernant le stationnement des chariots** de manutention devant le magasin chaud.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn
Qualité des inspections télévisuelles (ITV) des assemblages combustibles Les inspecteurs ont vérifié la qualité des images enregistrées dans le cadre des ITV prévues pour vérifier :
- l'état des crayons et grilles des assemblages combustibles, côté BR ;
- l'état des grilles anti-débris et des pieds d'assemblages, côté BK.
Observation III.1 : Les inspecteurs ont relevé l'excellente qualité des images enregistrées ainsi que la prise en compte du retour d'expérience de précédents événements significatifs que des mauvaises qualités d'images n'avaient pas permis de prévenir.
## Séquençage Des Activités De Prise Des Assemblages En Cuve
Les inspecteurs ont observé que les deux chefs de chargement qui se relayaient le matin de l'inspection au niveau du BR attendaient que le tube de transfert soit vide, côté BK, avant d'autoriser, côté cœur, la levée de l'assemblage suivant. Cette levée pourrait être engagée plus tôt mais en cas d'aléa ou d'interruption du déchargement en raison de difficultés côté BK, l'assemblage suspendu au mât de la machine de chargement devrait être mis en position sûre, la remise en cœur d'un assemblage déjà levé étant proscrite.
Observation III.2 **: La démarche des chefs de chargement rencontrés est apparue prudente et est**
conforme au principe **de la défense en profondeur.**
Présence de visiteurs dans le BK pendant les opérations de déchargement Les inspecteurs ont observé que deux groupes de visiteurs, représentant plus de 20 personnes, ont accédé simultanément au BK pendant les activités de manutention de combustible. Si ces visiteurs n'ont pas eu d'interaction avec les intervenants du déchargement, leur présence est susceptible de perturber leur attention et d'induire, en cas d'atteinte à l'intégrité d'un assemblage combustible, des difficultés à évacuer le BK, action qui est l'une des premières demandées par les consignes I-PMC. Observation III.3 : Interroger votre politique et votre organisation des visites du bâtiment combustible pendant les activités de manutention de combustibles (chargement, déchargement, préparation de colis d'assemblages usés).
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Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière et **selon les modalités**
d'envois figurant ci**-dessous,** 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 vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
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 chef de la division de Lyon, Signé par Nour KHATER |