title
stringlengths 5
77
| raw_file
stringlengths 1.06k
224k
|
|---|---|
INSSN-LIL-2020-0947 | DIVISION DE LILLE
CODEP-LIL-2020-027948 **Monsieur le Directeur du Centre**
Nucléaire de Production d'Electricité B.P. 149 59820 GRAVELINES
Lille, le 14 mai 2019 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base** CNPE de Gravelines - INB n° 96, 97, et 122 Contrôle à distance **INSSN-LIL-2020-0947**
Thème : "Suivi des appareils de contrôle de la contamination" Réf. : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
[2] **Code du travail, notamment le livre IV de la quatrième partie**
[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 de la sûreté et de la radioprotection en installations nucléaires de base (INB), les inspecteurs ont procédé à un contrôle à distance sur le thème du respect des engagements pris par le CNPE de Gravelines pour corriger les écarts détectés lors d'inspections et concernant le suivi et la disponibilité des appareils de contrôle radiologique.
Je vous communique, ci-dessous, la synthèse du contrôle ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthese
La présente lettre fait état de l'examen des demandes et réponses du CNPE faisant suite aux inspections suivantes :
- **Inspections INSSN-LIL-2019-0292, INSSN-LIL-2019-0294, INSSN-LIL-2019-0295, INSSN-LIL-2019-**
0296, INSSN-LIL-2018-0313, INSSN-LIL-2018-0315, INSSN-LIL-2018-0316 et INSSN-LIL-2018-0317, faites lors des arrêts pour maintenance des réacteurs,
- **Inspection INSSN-LIL-2018-0306 "Systèmes auxiliaires",**
- INSSN-LIL-2019-0287 "**Radioprotection - Intervention en zone**", - Inspection INSSN-LIL-2020-0361 "**Respect des engagements d'EDF et des demandes de l'ASN -**
Modification temporaire des règles générales d'exploitation",
- Inspection INSSN-LIL-2020-0355 "**Explosion interne**", - Inspections du travail de juillet 2019 " Risque chimique - exposition au bore".
Lors de différentes inspections réalisées en zone contrôlée1**, les inspecteurs ont constaté, de manière récurrente, des** écarts concernant ces appareils de contrôle radiologique. Ces écarts ont pour origine des défaillances organisationnelles et humaines (suivi et maintenance défaillants, manque de disponibilité ou de coordination des services impliqués dans leur gestion…), mais aussi techniques (batteries déchargées, influence du bruit de fond radiologique, composants défectueux, absence de branchement possible…). Cette situation a un impact direct et néfaste sur la culture de radioprotection des intervenants, et peut conduire à de mauvaises pratiques. Au vu de cet examen par sondage qui reprend trois années d'inspections sur le thème de **la disponibilité des appareils** de contrôle radiologique, et malgré les réponses apportées par le CNPE suite aux constats répétés, la disponibilité des appareils de contrôle radiologique ne s'améliore pas, voire même se dégrade de manière significative ces deux dernières années. Les différentes actions correctives qui ont été mises en œuvre suite aux inspections ne sont donc pas suffisantes pour permettre de consolider correctement cette première barrière de protection collective.
## A. **Demandes D'Actions Correctives**
La circulation des personnes dans une centrale nucléaire est organisée de telle manière que les personnes et les objets, lorsqu'ils quittent une zone supposée contaminée, passent obligatoirement par des contrôles successifs de détection de la radioactivité avant de quitter le site. Lorsqu'ils quittent leur zone de travail, ainsi qu'au niveau des vestiaires, les travailleurs se contrôlent notamment à l'aide d'un contaminamètre. Lorsqu'ils sortent du bâtiment réacteur, en plus du contrôle au contaminamètre, ils utilisent un contrôleur "mains-pieds" **(CMP). Les objets sont, quant à eux,** contrôlés au moyen d'un contrôleur "petits objets" **(CPO). Ces appareils permettent de détecter une éventuelle**
contamination et participent aux mesures de protection collective permettant le respect des dispositions réglementaires du code de l'environnement [1] ainsi que du code du travail [2]. Conformément à l'article L.593-42 du code de l'environnement [1], **"les règles générales, prescriptions et mesures prises en**
application du présent chapitre et des chapitres V et VI pour la protection de la santé publique, lorsqu'elles concernent la radioprotection des travailleurs, portent sur les mesures de protection collectives qui relèvent de la responsabilité de l'exploitant et de nature à assurer le respect des principes de radioprotection définis à l'article L.1333-2 du code de la santé publique.
Elles s'appliquent aux phases de conception, d'exploitation et de démantèlement de l'installation et sont sans préjudice des obligations incombant à l'employeur en application des articles L.4121-1 et suivants du code du travail." Les mesures organisationnelles qui ont pour effet de prévenir ou limiter le transfert de contamination à l'extérieur de l'installation font partie des mesures de protection collective citées à l'article du code de l'environnement susmentionné.
L'article R.4451-19 du code du travail [2] dispose que : *"Lorsque les mesures mises en œuvre en application de l'article R.4451-*
18 ne permettent pas d'éviter un risque de contamination par des substances radioactives ou de mise en suspension d'aérosols ou de relâchement gazeux significatif, l'employeur met en œuvre notamment les mesures visant à : 1° En limiter les quantités sur le lieu de travail ; 2° Améliorer la propreté radiologique en mettant en œuvre des moyens techniques et organisationnels pour contenir la contamination, notamment par confinement et aspiration à la source et en adaptant la circulation des travailleurs, les flux des équipements de travail et les moyens de protection tels que définis à l'article L.4311-2.
[…] 4° Assurer la disponibilité d'appareils de contrôle radiologique, notamment à la sortie des lieux de travail concernés ; […]".
Le chapitre 5 du référentiel de radioprotection du parc EDF D4550 35092923 "Maîtrise des chantiers" prévoit des dispositions pour éviter la dispersion de la contamination ainsi que les modalités de contrôle de la contamination en sortie de chantier.
## Appareils De Contrôle Radiologique Des Travailleurs Nature Des Dysfonctionnements
Les inspecteurs ont constaté, de manière récurrente, des indisponibilités sur des matériels de contrôle de contamination, en particulier sur les contaminamètres. Les natures des dysfonctionnements sont les suivantes :
## Batteries Déchargées
Majoritairement, ces indisponibilités ont pour origine des pannes de batteries, très souvent déchargées, soit à cause d'un usage inapproprié (non-respect des consignes d'utilisation affichées demandant d'éteindre l'appareil en quittant le chantier), soit à cause de l'impossibilité de brancher en local ces appareils, soit par manque ou vol des adaptateurs permettant leur branchement.
A cause de ces pannes, plusieurs contaminamètres sont rendus inopérants pour les différents intervenants (agents EDF, prestataires, inspecteurs de l'ASN) devant se contrôler en sortie de chantiers. La plupart de ces constats portent sur les chantiers situés au niveau des bâtiments réacteurs (sas d'entrée ou à différents niveaux), et au niveau des accès en galeries SEC2 **en stations de pompage. Cela concerne également les contaminamètres des vestiaires de sortie de** zone contrôlée.
Ces constats ont été relevés, par exemple, lors des inspections référencées INSSN-LIL-2018-0306, INSSN-LIL2018-0316, INSSN-LIL-2019-0292, INSSN-LIL-2019-0294, INSSN-LIL-2018-0317, INSSN-LIL-2019-0296, INSSN-LIL-2020-0355, ainsi que dans le cadre de l'inspection du travail.
## Pannes Techniques Diverses
Les contaminamètres font, par ailleurs, régulièrement l'objet de pannes techniques, notamment dues à des défaillances des câbles des sondes de détection. Ces constats ont été remontés, par exemple, lors des inspections INSSN-LIL-2018-0306, INSSN-LIL-2018-0313, INSSN-LIL-2018-0315, INSSN-LIL-2019-0292.
## Absence De Matériel De Contrôle En Sortie De Chantiers
Il a également été constaté, de manière plus ponctuelle, l'absence de contaminamètres en sortie de chantiers, notamment lors des inspections INSSN-LIL-2018-0315, INSSN-LIL-2019-0292 et INSSN-LIL-2020-0361, et de CMP en sortie du bâtiment réacteur lors de l'inspection INSSN-LIL-2018-0315.
## Positionnement Du Matériel Inadapté
En sortie de chantier, pour des raisons de co-activité importante, d'encombrement, ou de configuration contrainte des locaux, il a été relevé à plusieurs reprises que les contaminamètres étaient positionnés de manière inadaptée, ne permettant pas un contrôle de contamination efficace. Ces constats ont notamment été réalisés lors des inspections INSSN-LIL-2019-0296 et INSSN-LIL-2019-0287. Il arrive également que le matériel soit installé dans des conditions de sécurité précaires. C'était le cas lors des inspections INSSN-LIL-2019-0296 et INSSN-LIL-2018-0317, où le contaminamètre était installé en haut d'un escalier sur un palier encombré.
L'ambiance radiologique importante de certains locaux peut rendre des contaminamètres inopérants. Cela a été constaté, par exemple, lors des inspections INSSN-LIL-2018-0315, INSSN-LIL-2019-0294, ainsi que lors des inspections du travail de juillet 2019 dans les locaux des bâtiments des auxiliaires nucléaires.
## Délais De Traitement En Cas D'Indisponibilité
Suite aux constats, les inspecteurs constatent régulièrement des délais de remise en conformité anormalement longs, qui sont le signe d'un manque de disponibilité ou de coordination des services concernés. Ces constats ont été notamment réalisés lors ou à la suite des inspections INSSN-LIL-2018-0313, INSSN-LIL-2019-0292 et INSSNLIL-2019-0296.
## Actions Correctives Mises En Œuvre Par Le Cnpe
Le CNPE a apporté, au fur et mesure des constats issus de ces inspections, des réponses et des actions globalement satisfaisantes en première approche :
## Traitement Réactif Dans Le Temps
Dans certains cas, le matériel a pu être réparé, retiré ou remplacé rapidement, via l'émission de demandes de travaux dans les 24 h suivant le constat en inspection. On peut citer en exemple de traitement réactif :
- **l'installation d'un CMP pour palier une panne de deux CMP de secours aux niveaux 0 et 8 m du bâtiment**
réacteur du réacteur 2 (au cours de l'arrêt pour maintenance en 2019). Cette action a été complétée par l'installation d'un CMP de secours pour chaque réacteur en prévision des arrêts programmés en 2019.
- **le remplacement des contaminamètres défaillants pendant l'arrêt pour maintenance du réacteur 3 en 2018.**
## Mise En Place D'Actions De Communication
En termes d'actions de communication, vos services ont procédé à des rappels aux différents intervenants, par exemple pour rappeler la consigne d'éteindre les contaminamètres ne pouvant être branchés sur secteur après leur utilisation ou encore aux chargés de travaux, pour qu'ils s'assurent que la logistique et les conditions d'accès aux zones contrôlées soient conformes.
## Retour D'Expérience
Pour éviter le renouvellement de ces écarts, vos services ont capitalisé ces derniers et ont intégré, dans leurs procédures, différentes actions pour améliorer la situation. Ces actions concernent notamment les dispositions de surveillance, pour vérifier de manière régulière la disponibilité de ces matériels. On peut citer, par exemple, l'ajout de point de contrôle dans la trame de cahier de quart des services de conduite, ou de points d'arrêt dans les documents de suivi de chantiers à fort enjeu radiologique.
Cette surveillance passe aussi par des tournées régulières (à fréquence hebdomadaire ou mensuelles selon le type d'appareil) des agents du service en charge de la radioprotection pour vérifier le bon fonctionnement du matériel et entreprendre leur remise en conformité en cas de mauvais fonctionnement dans les délais les plus courts. Enfin, les différents constats concernant les contaminamètres remontés durant l'inspection INSSN-LIL-2018-306 ont été insérés dans votre outil GCA pour capitaliser le retour d'expérience. Malgré ces dispositions, la situation ne s'améliore pas, comme le démontre l'ensemble des constats à ce sujet lors d'inspections récentes. Force est de constater que l'organisation mise en place par le CNPE (sensibilisation des intervenants, fréquence des tournées du service radioprotection, dispositif de remontées des écarts constatés sur le terrain…) demeure insuffisante pour garantir la conformité des mesures de protection collective.
## Appareil De Contrôle Radiologique Des Objets
Des dysfonctionnements de ces appareils sont régulièrement constatés par les inspecteurs. Par exemple, suite à l'inspection référencée INSSN-LIL-2018-0313, il a été relevé que le CPO localisé dans les vestiaires en sortie du bâtiment réacteur 1 avait été hors service pendant un an.
Plus récemment, le cas du contrôleur petits objets des vestiaires féminins du réacteur 3 a fait l'objet d'échanges avec vos services. Lors de l'inspection INSSN-LIL-2019-0295 du 30 avril 2019, les inspecteurs ont relevé que ce CPO ne fonctionnait pas (défaut de paramétrage à cause d'un vieillissement électronique). Ce constat a fait l'objet d'un traitement réactif pour une remise en service le 2 mai 2019, mais depuis cette date, cinq demandes de travaux ont été émises par vos services pour intervenir sur ce CPO, et de nouveaux dysfonctionnements ont été relevés à plusieurs reprises lors d'inspections réalisées ultérieurement. Ces écarts vous ont été systématiquement signalés en restitution de ces inspections.
Ces dysfonctionnements répétés ne permettent pas d'assurer un contrôle radiologique préalable lors de la sortie hors zone contrôlée de petits objets. Il vous avait été demandé à la suite de l'inspection INSSN-LIL-2019-0295 de procéder à la réparation de ce CPO, et de prendre des mesures efficaces pour éviter le renouvellement de ce type de situation. Dans votre courrier de réponses, la réparation avait pour échéance décembre 2019, puis mars 2020. Ne disposant que d'une pièce de rechange (kit électronique) à cette période, vos services ont donné la priorité de réparation au CPO de la laverie, "*faute de matériel redondant à cet endroit*".
Après échanges avec vos services en mars 2020, ces derniers ont indiqué que la réparation serait finalement reportée pour fin avril sans date précise, ceci en raison d'un problème d'approvisionnement de votre fournisseur et fabricant lié au contexte de crise sanitaire dû au Covid-19. Finalement, le 16 avril 2020, vous nous avez informés de la réception du kit électronique et de la réparation le jour même de ce CPO.
A l'issue de ces échanges, nous considérons que la gestion de la maintenance de ce type de matériel n'est pas satisfaisante. L'organisation du CNPE ne permet pas de constituer un stock local suffisant de pièces de rechange pour palier une nouvelle défaillance de matériel et pour réparer un autre CPO actuellement en panne sur le site
(8 KZC 504MA). De même, la sécurisation dans l'approvisionnement de ces pièces de rechange demeure très perfectible, en particulier en situation dégradée, comme illustré précédemment. Cela a pour conséquence des délais de réparation trop longs. Ces dysfonctionnements répétés, de nature différente, affectant les appareils de contrôle radiologique des travailleurs et des objets, peuvent conduire à de mauvaises pratiques (contrôle non fait ou incomplet), à dégrader la propreté radiologique des locaux, en particulier lors des phases de passage important en période d'arrêt de réacteur, et, de fait, vont à l'encontre du respect des mesures de protection collective mises en œuvre lors de l'exploitation de votre installation ainsi que pour la protection collective des travailleurs.
## Demande A1
Je vous demande de prendre des dispositions dont l'efficacité fera l'objet d'un suivi particulier de votre part, pour régler le problème de fond que constitue le manque de fiabilité du matériel de contrôle
(branchement, manque de pièce de rechange ou de matériel), ainsi que le manque de disponibilité des personnels en charge de la remise en conformité en temps réel. Votre réponse devra non seulement couvrir les appareils de contrôle précités mais également les autres appareils présents sur le site (C1, C2, C33**,…).**
## Demande A2 Demande A3
Je vous demande de mettre en place une organisation permettant de sécuriser l'approvisionnement des pièces de rechange nécessaires à la maintenance et au maintien en continu de la disponibilité des CPO.
Vous vous positionnerez, en lien avec vos services centraux, sur la constitution d'un stock local de pièces de rechange. Vous m'indiquerez, par ailleurs, si d'autres appareils de contrôles radiologiques (contaminamètres, CMP, C1, C2, C3…) sont dans la même situation et veillerez, le cas échéant, à étendre ces actions correctives à l'ensemble des appareils de contrôles radiologiques.
Je vous demande de procéder à la réparation du CPO actuellement en panne (8 KZC 504MA). Je vous demande, par ailleurs, de m'indiquer l'ensemble des appareils (contaminamètres, CMP, C1, C2, C3…)
actuellement en panne sur le site et de me transmettre un échéancier de remise en conformité.
## B. **Demandes D'Informations Complementaires** Maintenance Et Disponibilités Des Pièces De Rechange
Conformément à l'article 2.4.1 de l'arrêté INB [3], "**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*".
Le guide de management EDF n° 102 intitulé *"approvisionnement et remise en état des matériels et des pièces de rechange des* centrales REP en exploitation" **précise les éléments à respecter par les CNPE pour la gestion des pièces de rechange.**
Les conditions de stockage et de conservation (protection vis-à-vis de la lumière, de l'humidité…) des pièces de rechanges, notamment les pièces électroniques, y sont indiquées.
Les inspecteurs ne sont actuellement pas en mesure d'apprécier les conditions d'entreposage des pièces de rechange des CPO, en particulier de leurs composants électroniques.
## Demande B1
Je vous demande de m'indiquer votre organisation retenue pour l'entreposage des pièces de rechange électronique (et pièces équivalentes) utilisées pour réparer les appareils de contrôles radiologiques. Vous veillerez à considérer l'ensemble des appareils de contrôles radiologiques et non, seulement, les CPO dans votre réponse.
## Stratégie De Remplacement Des Appareils
A l'échelle du parc, des CPO de nouvelle génération sont en cours d'installation dans différents CNPE. Ces matériels sont dénommés "**CPO Smart**".
## Demande B2
Je vous demande de m'indiquer si vous êtes concerné par le déploiement de ces CPO de nouvelle génération. Dans l'affirmative, je vous demande de transmettre le calendrier et la liste des matériels concernés par ce renouvellement. Enfin, les inspecteurs ont pu constater que certains contaminamètres **analogiques ont fait l'objet d'un remplacement**
par des contaminamètres numériques.
## Demande B3
Je vous demande de m'indiquer quelle est votre stratégie de déploiement de ces nouveaux contaminamètres ainsi que l'échéance à laquelle ils seront tous déployés.
Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, vous voudrez bien me faire part, **sous deux mois, à l'exception** de la demande A3 pour laquelle le délai est fixé à un mois**, de vos remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division par messagerie (lille.asn@asn.fr) pour convenir d'un délai de réponse partagé. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'expression de ma considération distinguée.
Le Chef du Pôle REP,
Signé par Jean-Marc DEDOURGE |
INSSN-LYO-2020-0961 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 16 juin 2020 Réf. : CODEP-LYO-2020-030741 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Bugey Electricité de France BP 60120 01155 LAGNIEU
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Bugey (INB n os 78 et 89)
Inspection n° INSSN-LYO-2020-0961 du 27 mai 2020 Thème : « Conduite normale et surveillance des installations en situation d'urgence sanitaire »
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) prévu au code de l'environnement, cité en référence [1], une inspection courante a eu lieu le 27 mai 2020 sur la centrale nucléaire (CNPE) de Bugey sur le thème « Conduite normale et surveillance des installations en situation d'urgence sanitaire » 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 menée le 27 mai 2020 sur la centrale nucléaire de Bugey portait sur la conduite et la surveillance des installations pendant la période d'urgence sanitaire, qui vous a conduit à adapter l'organisation du site. Dans ce cadre, les inspecteurs se sont rendus en salle de commande des réacteurs 4 et 5 afin de contrôler la mise en œuvre des adaptations de l'organisation du service conduite, notamment la sanctuarisation des salles de commande, le respect des effectifs minimaux des équipes de conduite présentes le jour de l'inspection, les conditions de réalisation des relèves et des « briefings » des équipes de conduite, la réalisation de la confrontation entre le chef d'exploitation et l'ingénieur sûreté, le traitement des alarmes présentes en salle de commande et, enfin, la gestion des consignes temporaires (CT). A l'issue de ces contrôles, les inspecteurs ont relevé la mise en œuvre satisfaisante des dispositions d'organisation adaptées à la situation sanitaire. Par contre, ils ont constaté que le site ne disposait pas d'un inventaire des retards de formation des agents de la conduite occasionnés par la situation sanitaire. Ils ont également relevé la sérénité en salles de commande des réacteurs 4 et 5. Les agents de la conduite rencontrés avaient une bonne connaissance de l'organisation en effectifs réduits, des alarmes présentes le jour de l'inspection ainsi que des consignes temporaires applicables aux installations. Toutefois, les inspecteurs considèrent que l'exploitant de la centrale doit améliorer sensiblement le pilotage des demandes de travaux (DT) émises lorsque des alarmes sont présentes ou des interventions de maintenance sont nécessaires. En outre, il ressort de cette inspection que le nombre de consignes temporaires applicables en salle de commande devrait être mieux maîtrisé.
## A. Demandes D'Actions Correctives Inventaire Des Retards De Formation Au Sein Du Service Conduite
Les inspecteurs ont noté positivement la priorité donnée aux formations à l'état technique VD4, nécessaires à l'exploitation du réacteur 2, dont la 4ème visite décennale est en cours.
Toutefois, aucun inventaire ou état des lieux des retards de formation occasionnés par la situation sanitaire n'a pu leur être présenté. Il leur a notamment été indiqué que l'enregistrement des formations réalisées au premier trimestre 2020, avant le début de la situation d'urgence sanitaire, était en cours. Ainsi, le site ne dispose pas d'un inventaire des formations habilitantes à réaliser prioritairement, ni d'un inventaire des agents dont l'habilitation serait arrivée à échéance. Il n'a pas non plus pu être précisé aux inspecteurs si les critères du nombre de jours sur simulateur sur un an et deux ans étaient encore respectés. Demande A1 : Je vous demande **d'établir un inventaire précis de la situation des** formations habilitantes des agents du service conduite. Vous m'indiquerez le nombre d'agents qui sont en retard de formations habilitantes ainsi que les actions et le délai prévu pour un retour à une situation conforme.
## Gestion Des Consignes Temporaires (Ct)
Les inspecteurs ont consulté le classeur des consignes temporaires applicables au réacteur 4. Ils ont relevé que 27 consignes étaient applicables, ce qui est une valeur supérieure aux objectifs que s'est fixés le site pour garantir que le contenu de ces consignes est connu et maîtrisé.
Ils ont notamment relevé que certaines CT étaient encore présentes, alors que les DT nécessaires à leur clôture étaient closes. C'est par exemple le cas de la CT n° 2019_00056, en cours pour palier la défaillance du capteur 4VTN 145MT, alors que la DT n° 8339089 relative à la remise en état de ce capteur était close depuis un mois. Ils ont également relevé que la CT 2020_00002 avait une date de validité échue au 31 mars 2020 et n'avait pas été prolongée. Enfin, les inspecteurs se sont interrogés sur l'utilisation de ces consignes temporaires pour modifier ou préciser des pratiques d'exploitation, en l'attente de la modification des documents opératoires ou en anticipation de consignes, alors même que la déclinaison de ces consignes par le processus d'évolution documentaire qui comprend notamment une phase de vérification semble nécessiter plusieurs mois. Demande A2 : Je vous demande **de faire réaliser par la filière indépendante de sûreté (FIS)** une revue des CT présentes dans les salles de commande des quatre réacteurs et d'identifier les CT obsolètes ou qui pourraient être abrogées par la mise en œuvre plus rapide de DT ou de mises à jour documentaires. Demande A3 : Je vous demande de modifier votre processus de gestion des CT afin d**'en** améliorer le pilotage et de limiter au strict nécessaire les CT applicables aux installations. Vous me préciserez les actions que vous mettrez en place pour traiter, notamment, les points identifiés par les inspecteurs ainsi que ceux identifiés par la revue demandée au point précédent.
## Traitement Des Demandes De Travaux (Dt) Et Pilotage Du Processus Associé
Les inspecteurs ont relevé que plusieurs DT, émises après la survenance d'alarmes ou d'anomalies de matériels, n'étaient pas traitées de façon suffisamment rigoureuse. Cette absence de traitement a pour conséquence la présence d'alarmes, ou le maintien de CT, pendant de longues durées, ce qui peut perturber la qualité de surveillance et de pilotage des réacteurs. Ils ont notamment identifié que :
- la DT n° 860972 créée à la suite de l'apparition de l'alarme 8 JPD 002 AA, pourtant classée de priorité P2, c'est-à-dire devant être traitée sous deux semaines, n'avait pas évolué depuis février 2020 ;
- la DT n° 870187, émise à la suite de l'apparition, le 12 mars 2020, de l'alarme 4 DVLd 304 AA, alarme relative à un défaut de ventilation des locaux de batterie est close alors que l'alarme est encore présente de manière permanente en salle de commande sans qu'un défaut de ventilation des locaux de batterie soit constaté. La cause de la présence de l'alarme n'a pas été traitée. Cette alarme, nécessite pourtant l'application par les opérateurs du document d'orientation lié au risque ATEX (DOATEX) qui demande notamment la mise en œuvre de mesures compensatoires et la vérification de ces mesures lors des rondes des agents de terrain. En outre, le jour de l'inspection, le DOATEX renseigné ainsi que ses fiches de déclinaison n'ont pas pu être présenté aux inspecteurs.
- Les DT n° 688008 et 659103 émises à la suite de l'apparition des alarmes 4 CRF 215 et 216 AA en septembre 2019, pourtant classées de priorité P3, c'est-à-dire devant être traitée sous deux mois, n'avaient pas évolué depuis.
Demande A4 : Je vous demande d'améliorer le pilotage des DT **et enfin, de mettre en place** des revues périodiques de leur traitement.
Un phénomène de pressurisation du RRA et des lignes REN de la phase gaz du pressuriseur a été observé au cours du cycle qui a suivi l'arrêt du réacteur 5P30, en 2019. Des travaux étaient prévus sur les vannes 5REN121VP, 5REN122VP et 5REN126VP au cours de l'arrêt 5R31. Les visites des vannes 5REN121VP et 5REN122VP, initialement prévues sur l'arrêt 5R31, ont finalement été reportées, pour une raison qui reste à préciser. La visite de la vanne 5REN126VP a été réalisée. En l'attente de la visite des vannes 5REN121VP et 5REN122VP, l'exploitant a mis en place des mesures de surveillance, dont j'ai pris acte par courrier CODEP-LYO-2020-029029 du 13 mai 2020. Ainsi, ce phénomène de pressurisation est surveillé au travers d'une consigne temporaire, la consigne n° 2020-00014 qui met en place un suivi du phénomène de pressurisation une fois par quart. Ce phénomène est également suivi au travers de l'essai périodique hebdomadaire EP RRA 007. L'inspection du 27 mai 2020 a mis en évidence que le phénomène de pressurisation se poursuit, ce qui oblige la chimie à procéder à des dépressurisations quotidiennes des lignes REN. Ainsi, le report des travaux sur les vannes 5REN121VP et 5REN122VP perturbe l'exploitation sereine du réacteur. En outre, il est susceptible d'affecter la disponibilité de la fonction RRA du fait du risque de désamorçage des pompes RRA (surveillé par l'EP RRA 130 avec un critère <16Nm3). La CT
n° 2020-00014 mentionne que « *ce fonctionnement ne peut pas être pérenne* ». Demande A5 : Je vous demande de me transmettre les résultats des essais hebdomadaires RRA 007 et du dernier essai RRA 130 réalisés depuis la divergence du réacteur 5 à l'issue de l'arrêt 5R31. Demande A6 **: Je vous demande de m'indiquer les dispositions que vous envisagez pour** traiter ce phénomène, la consigne temporaire n° 2020-00014 **n'étant valable que jusqu'au** 30 juin 2020 **et indiquant que ce fonctionnement ne peut pas être pérenne.** Demande A7 **: A la lumière de la persistance de ce phénomène de pressurisation du RRA,** je vous demande de ré-analyser, à froid, la justification, sur le plan de la sûreté, du report des travaux sur les vannes 5REN121VP et 5REN122VP. Vous me ferez part de vos conclusions.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Les inspecteurs ont relevé que, comme l'organisation d'EDF le prévoyait, les personnes présentant des risques de développer des formes graves de la maladie covid-19, ont été maintenues à domicile, en télétravail ou au repos. Elles n'ont pas non plus participé aux formations habilitantes depuis mi-mars environ. En cas de prolongation de cette situation, certains agents pourraient avoir perdu leurs habilitations, voire ne pas avoir pratiqué leur métier pendant plusieurs mois. Demande B2 : Je vous demande **de me présenter les dispositions prévues pour** l'accompagnement et l'habilitation des agents du site qui n'auraient pas réalisé leurs activités pendant plusieurs mois ou qui auraient perdu des habilitations. Les inspecteurs ont relevé la suspension provisoire des exercices de gestion des situations d'urgence et de mise en œuvre du plan d'urgence interne (PUI). Il leur a été indiqué que ces exercices devraient reprendre à partir de mi-juin, sans que vos représentants ne puissent indiquer si les exercices prévus par les décisions de l'ASN n° 2017-DC-0592 du 13 juin 2017 relative aux obligations des exploitants d'INB en matière de préparation et de gestion des situations d'urgence et au contenu du plan d'urgence interne et n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie, seraient réalisés en nombre suffisant. Demande B3 : Je vous demande **de vérifier que les exercices planifiés à partir de mi-juin** vous permettront de respecter les fréquences d'exercices attendues par les décisions susmentionnées. Vous m'indiquerez la date des 3 prochains exercices **PUI et incendie.**
## C. Observations
Les inspecteurs ont apprécié les efforts des agents du site pour faciliter le déroulement de l'inspection, dans le contexte de crise sanitaire. Ils ont notamment pu obtenir toutes les informations nécessaires auprès des équipes de conduite, pourtant à effectif réduit, ce qui est à souligner.
##
Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, vous voudrez bien me faire part **sous deux**
mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division pour convenir d'un délai de réponse partagé. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
## Le Chef De Pôle Rep Délégué
Signé par Régis BECQ |
INSSN-LYO-2020-0480 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 16 juillet 2020 Réf. : CODEP-LYO-2020-037016 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du **Tricastin** Electricité de France CS 40009 26131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Tricastin (INB n os 87 et 88) - Réacteur n°2 Inspection n° INSSN-LYO-2020-0480 du 17 avril 2020 Thème : R.9.2 Instruction de la divergence 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 en référence, une inspection à distance a eu lieu au cours de l'arrêt du réacteur n°2 pour simple rechargement (ASR) sur la centrale nucléaire du Tricastin sur le thème « Instruction de la divergence ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Instruction de la divergence ». Dans le cadre de la crise sanitaire liée au Covid-19, les inspecteurs ont effectué un contrôle documentaire à distance de la bonne réalisation d'un certain nombre d'activités dans le but de se prononcer sur la divergence du réacteur n°2 à la fin de son arrêt pour simple rechargement. Au vu de cet examen, les inspecteurs estiment que le respect du programme d'arrêt et la résolution des différents aléas rencontrés sur l'arrêt sont globalement satisfaisants. Cependant, ils ont noté des pistes d'amélioration concernant l'appropriation de la nouvelle méthode d'évaluation des sous-épaisseurs de tuyauteries SEC, la qualité de la documentation produite lors de l'arrêt et le partage de connaissances liées aux spécificités des installations.
## A. Demandes D'Actions Correctives Pnpp 1870A - Renforcement Filtre U5
Les inspecteurs ont constaté plusieurs corrections manuscrites dans le dossier de suivi d'intervention (DSI) « provisoire Snef » de la modification PNPP 1870 A mise en œuvre sur le réacteur n°2. Cette situation s'explique par la duplication du DSI utilisé pour le réacteur n°1 sans prise en compte des particularités du réacteur n°2. Elle reflète une préparation insuffisante de l'activité sur le réacteur n°2 et met en évidence des modalités de validation par EDF, du document avant intervention qui ne conduisent pas à identifier ces anomalies. De plus, aucune fiche de non-conformité (FNC) ne trace ni ne justifie ces modifications. Par ailleurs, une phase de serrage au couple d'une tige filetée de fixation de l'armoire repérée 2 DVN 007 AR a été ajoutée sur la base d'une FNC du réacteur n°1 qui n'est pas applicable aux autres réacteurs. Demande A1 : Je vous demande d'indiquer les enseignements tirés **de cette situation pour les** prochains déploiements de cette modification **et les actions engagés pour en éviter le** renouvellement.
## Vanne 2 Rcp 200 Vp - Manœuvrabilité Des Vannes
L'évènement significatif en radioprotection (ESR) n°ESR 2-001-2020, déversement d'eau contaminée dans le bâtiment réacteur, avait pour cause la mauvaise fermeture de la vanne 2 RCP 200 VP. Cette mauvaise fermeture de la vanne n'a été constatée qu'au bout de la troisième intervention des agents de la conduite. Elle était due à la présence d'un point dur avant la butée de fermeture, problème connu par certains agents sur le site. Cet arrêt a été marqué par plusieurs manœuvres de vannes qui n'étaient au final pas dans l'état attendu. Demande A2 : Je vous demande de définir et mettre en place les dispositions permettant de connaitre les spécificités de vos installations (spécificités **de manœuvre d'une vanne, présence** d'un point dur sur une vanne …), et garantissant l'information de tous **les agents qui doivent** manœuvrer ces équipements. Demande A3 : Je vous demande de prévoir une visite interne de la vanne 2 RCP 200 VP suite au « dur mécanique » lors du prochain arrêt du réacteur n°2.
## Réservoir 2 Ris 004 Ba
Lors de cet arrêt, la pression interne du réservoir 2 RIS 004 BA a dépassé la pression maximale de service de l'équipement (188 bars), lors de sa mise en chauffe, suite à l'oubli de remise en service du mélangeur. Ce dépassement a été limité à une pression d'environ 215 bars suite à l'ouverture de la soupape de sécurité 2 RIS 215 VP. Il n'y a pas eu de conséquence sur les installations lors de cet aléa. Le programme de base des opérations d'entretien et de surveillance (POES) de l'équipement RIS 004 BA (D455032108662 indice 2) précise que le réservoir RIS 004 BA n'a pas d'accessoire de sécurité. Cela est justifié par le fait que la limitation de la pression est assurée par la pression maximale de refoulement des pompes RCV 001 - 002 - 003 PO et que l'atteinte de la pression de tarage (215 bars) de la soupape RIS 215 VP est considérée comme une situation hautement improbable. Cet aléa, la non mise en fonctionnement du mélangeur du réservoir lors de la mise en chauffe de ce dernier, a entrainé la sollicitation de la soupape de sécurité. Aussi, le classement de cette situation comme hautement improbable doit être revu. Demande A4 **: Au regard cet aléa, je vous demande de reconsidérer les situations hautement** improbables et les situations raisonnablement prévisibles que peut connaître le **récipient** RIS 004 BA **dans le cadre de son utilisation et de vous positionner sur la nécessité d'équiper** d'accessoires de sécurité le réservoir RIS 004 BA afin de garantir son utilisation dans les conditions prévues par la réglementation applicable. Le maintien ou l'évolution du classement des situations **devra être justifié. Le POES de** l'équipement RIS 004 BA (D455032108662) **sera mis à jour en conséquence.** La pression de service du réservoir RIS 004 BA est actuellement de 188 bars mais devrait être augmentée à 201 bars selon de nouvelles études. Le capteur de pression RIS 005 MP associé à ce réservoir a une pression maximale de 200 bars. Demande A5 : Je vous demande de vous prononcer sur le **caractère adapté du capteur** RIS 005 MP en cas d'élévation de la pression maximale de service du réservoir RIS 004 **BA à** 201 **bars.**
## Contrôle Des Piquages Sensibles Asg
Les piquages sensibles à la fatigue mécanique vibratoire du circuit ASG (alimentation de secours des GV) doivent être contrôlés selon un programme de base de maintenance programmée (PBMP) référencé D455016070477 indice 0. Celui-ci prévoit qu' « après chaqu*e arrêt pour rechargement et, d'une manière plus générale* après les arrêts nécessitant l'utilisation du circuit ASG pendant une durée prolongée (c'est*-à-dire comparable ou supérieure* à celle de arrêts pour rechargement). Les contrôles [des piquages sensibles à la fatigue vibratoire] *sont à effectuer en* fin d'arrêt, une fois le basculement d'ASG sur ARE réalisé ». Or il a été constaté que les contrôles des trois piquages sensibles du circuit ASG situés sur les circuits secondaires principaux du réacteur à l'intérieur du bâtiment réacteur étaient réalisés avant le redémarrage du réacteur et leurs résultats mentionnés dans le bilan CPP/CSP de l'arrêt. Pour justifier cette pratique, vous avez indiqué qu'au moment du basculement de l'alimentation de secours des GV sur l'alimentation normale, le réacteur est en puissance et le bâtiment réacteur fermé et inaccessible. Cette adaptation des modalités de contrôle de ces 3 piquages ne permet plus un contrôle de ces piquages après une utilisation du circuit ASG pendant une durée prolongée et n'a pas fait l'objet d'un positionnement du prescripteur de ce PBMP (services centraux d'EDF). Demande A6 **: Je vous demande de réinterroger les modalités de contrôle des 3 piquages** sensibles à la fatigue mécanique vibratoire du circuit ASG situés dans le bâtiment réacteur et de vous positionner quant à une évolution du PBMP référencé D455016070477.
## Qualité De La Documentation
L'arrêt a été marqué par une qualité documentaire en retrait. Les inspecteurs peuvent citer à titre d'exemple :
- plusieurs dossiers de réalisation des travaux (DRT) étaient incomplets (OT 03390973-03, OT
03460693-01…) ;
- certains plans d'action (PA) manquaient de détails notamment sur les causes des aléas ; - la déclaration de l'ESR 2-001-2020 a dû être mise à jour pour préciser les causes de l'évènement ; - le dossier de présentation d'arrêt (DPA) ne mentionnait pas certains engagements pris lors du précédent arrêt du réacteur n°2 (ex : requalifications partielles 30 mois sur 2 RCP 017 et 020 VP suite à la réalisation de la modification PNPP 1595 lors d'un précédent arrêt) ;
- un manque de rigueur dans la rédaction des bilans CPP/CSP et hors CPP/CSP.
Demande A7 : Je vous demande d'améliorer et de contrôler la qualité des documents renseignés durant les prochains arrêts de réacteur (documents préparatoires, documents **de synthèse,** documents d'intervention…).
## B. Demandes D'Informations Complementaires Réservoir 2 Ris 004 Ba
Parmi les actions mentionnées dans le plan d'action (PA) n°178163 lié à l'aléa de dépassement de la pression de service du réservoir 2 RIS 004 BA, il est mentionné l'émission d'un constat Caméléon n°C0000163708 pour le service conduite afin « *d'analyser et déterminer des actions préventives* ». Demande B1 **: Je vous demande de me transmettre le constat Caméléon n°C0000163708 et de me** préciser les actions qui ont été engagées.
## C. Observations Erreurs De Calcul De Sous-Épaisseurs De Tuyauteries
C1. A l'occasion de cet arrêt de réacteur, dans le cadre du traitement des sous épaisseurs affectant les tuyauteries d'eau brute secourue (SEC) ayant un requis de tenue au séisme, il a été mis en évidence un manque d'appropriation d'une nouvelle méthode de détermination de la cinétique de perte d'épaisseur, basée sur un traitement statistique des données de mesure. Cette problématique non spécifique au réacteur 2 a fait l'objet d'une inspection dédiée (INSSN-LYO-2020-0918).
##
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef du pôle REP délégué Signé par :
Régis BECQ |
INSSN-BDX-2020-0925 | DIVISION DE BORDEAUX
Bordeaux, le 28/05/2020 N/Réf. : CODEP-BDX-2020-028353 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
CNPE de Golfech INB n° 135 et 142 Contrôle à distance n° INSSN-BDX-2020-0925 Thème : Suivi en service des équipements sous pression (ESP) - Requalification périodique de l'équipement 2 TEP 222 CS
## Références :
[1] Code de l'environnement [2] Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples
[3] Arrêté du 7 février 2012 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 prévu à l'article L. 592-21 du code de l'environnement, un contrôle à distance du CNPE de Golfech a été effectué du 19 mars au 2 avril 2020, sur le thème du suivi en service des équipements sous pression. Ce contrôle a consisté à l'examen de documents liés à la requalification périodique de l'échangeur 2TEP222CS du système de traitement des effluents primaires, et à la réalisation d'audioconférences avec vos services.
J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse du contrôle à distance ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faîtes par les inspecteurs.
## Synthese Du Controle A Distance
Dans le cadre de la requalification périodique de la calandre du condenseur des buées de la file 2 de dégazage 2TEP222CS, vous avez transmis, par mail du 19 mars 2020 à la division de Bordeaux de l'ASN ainsi qu'à la direction des équipements sous pression de l'ASN, l'analyse de la situation de l'échangeur 2TEP222CS suite au refus de requalification prononcé par l'organisme habilité (OH). Ce refus a été prononcé le 28 février 2020 en raison de la découverte de défauts lors d'un contrôle endoscopique au niveau de la plaque tubulaire/calandre. Des échanges techniques ont eu lieu entre vos services, les inspecteurs de l'autorité de sûreté nucléaire et les experts de l'institut de radioprotection et de sûreté nucléaire. Lors de cet examen par sondage, les inspecteurs ont pu constater que l'organisation définie et mise en place pour assurer le suivi en service des équipements sous pression (ESP) est perfectible. Les inspecteurs n'ont pas été en mesure d'apprécier la qualité du suivi des interventions du service d'inspection reconnu (SIR). L'ASN vous r www.asn.fr demande d'apporter des éléments de réponse aux demandes suivantes portant sur les modalités de requalification de l'échangeur 2TEP222CS.
## A. Demandes D'Actions Correctives Requalification De L'Échangeur 2Tep222Cs
En vue de la requalification périodique décennale de l'échangeur 2TEP222CS, une vérification externe et interne de l'équipement doit être réalisée préalablement à l'épreuve hydraulique. Le contrôle externe de l'équipement a été réalisé par l'OH et s'est révélé satisfaisant. En revanche, la vérification interne par examen télévisuel (endoscopie) réalisée le 21 février 2020 par vos services, à la demande de l'OH, a mis en évidence la présence de défauts de type manque de fusion sur une partie du cordon de soudure circulaire assurant la liaison entre la plaque tubulaire et la calandre. Le 28 février 2020, l'OH a donc prononcé le refus de la requalification de 2TEP222CS.
Lors de l'audioconférence du 24 mars 2020, vos services ont indiqué à l'ASN que les défauts se situaient uniquement en partie basse de la calandre. A la demande de l'ASN, vos services ont procédé à la caractérisation de la totalité de la soudure. Un contrôle endoscopique supplémentaire a donc été réalisé le 29 mars 2020. Les résultats issus de ce contrôle sont venus infirmer les affirmations faites par vos services : des défauts du même type ont été détectés sur la partie haute de la calandre, en sus de ceux déjà observés sur la partie basse de la calandre. Lors de ce contrôle à distance, les inspecteurs ont constaté l'absence de positionnement clair de la part du SIR sur la situation de cet équipement pourtant demandé par mail du 17 avril 2020. Le plan d'actions que vous avez transmis (PA 00173444) ne comporte pas d'analyse réglementaire et technique du SIR portant sur 2TEP222CS.
Par ailleurs, l'équipement ayant été éprouvé à taux réduit en 2010, la dérogation DM -T/P 2526-91 s'applique dans le cadre des visites périodiques à réaliser. Pourtant, l'analyse de criticité de cet équipement que vous nous avez transmis et qui a servi de base à la rédaction du plan d'inspection exclue précisément l'application de la DM -T/P 2526-91. En outre, l'examen du plan d'inspection de cet équipement par les inspecteurs de la direction des équipements sous pression de l'ASN a révélé des incohérences avec la DM -T/P 2526-91 notamment sur les contrôles à effectuer lors la visite décennale intérieure ainsi que sur les zones à décalorifuger.
L'ASN note que l'analyse du caractère générique de cet évènement par vos services est en cours afin notamment d'identifier les équipements susceptibles de présenter le même type de défauts sur les 2 tranches, et afin de prendre en compte le retour d'expérience des défauts constatés sur la file 2 de la tranche 2. L'ASN a pris acte du refus par l'OH de la requalification périodique de la calandre de la file 1 de l'équipement 2TEP221CS le 5 mai 2020. Lors d'un examen par inspection télévisuelle (ITV), l'agent de contrôle a mis en évidence le même type de défauts constaté sur la file 2 au niveau des deux soudures de liaison entre les deux plaques tubulaires et la virole de la calandre. Vos services nous ont indiqué qu'une réparation sera engagée sur cet équipement à l'instar de ce qui a été réalisé sur la file 2 de la tranche 2.
Demande A.1 : L'ASN vous demande de mener une analyse des défaillances observées dans la réalisation du contrôle périodique de l'équipement 2TEP222CS en termes de ressources techniques, de gestion des compétences des intervenants, d'organisation, d'encadrement et de surveillance. Vous l'informerez des échéances retenues pour établir cette analyse et lui transmettrez le rapport final.
Demande A.2 : L'ASN vous demande de lui transmettre une fiche de position du SIR sur la situation technique et réglementaire des équipements 2TEP222CS et 2TEP221CS en justifiant notamment le contenu du plan d'inspection des équipements ainsi que leur cohérence avec la DM -T/P 2526-91. Demande A.3 : L'ASN vous demande de prendre en compte le retour d'expérience du caractère générique de la situation de l'équipement 2TEP222CS en établissant un programme de contrôle adapté des équipements susceptibles de présenter le même type de défauts.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Vous avez indiqué dans le plan d'action PA00173444 que la réparation de la soudure incriminée sur l'équipement a été effectuée sous la tâche d'ordre de travail (TOT) 02993307-08. Demande B.1 : L'ASN vous demande de lui transmettre le rapport de fin d'intervention correspondant à la réparation de l'équipement 2TEP222CS ainsi que le contrôle après intervention réalisé en application de l'article 28 de l'arrêté du 20 novembre 2017.
## C. Observations
Néant.
****
Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, sauf mention spécifique indiquée dans le libellé de la demande, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division par messagerie pour convenir d'un délai de réponse partagé. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la cheffe de la division de Bordeaux
Simon GARNIER |
INSSN-CAE-2020-0138 |
DIVISION DE CAEN
A Caen, le 20 avril 2020 Monsieur le Directeur de l'établissement ORANO Cycle de La Hague BEAUMONT-HAGUE
50 444 LA HAGUE CEDEX
OBJET : Contrôle des transports de substances radioactives Orano Cycle La Hague Inspection n° INSSN-CAE-2020-0138 du 7-8/04/2020 Transports de substances radioactives 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 transports de substances radioactives en référence, une inspection à distance a eu lieu les mardi 7 et mercredi 8 avril 2020 à l'établissement ORANO Cycle de La Hague sur le thème des transports de substances radioactives. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection à distance ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection à distance des 7 et 8 avril 2020 a concerné l'organisation des transports de substances radioactives sur la voie publique. Elle avait pour objectif de s'assurer du maintien de la robustesse des opérations de transports de substances radioactives à enjeu par les différents acteurs du transport dans le contexte particulier liée à la pandémie Covid-19. A cette fin, des contrôles à distance ont été opérés sur la base de la traçabilité des opérations de préparation des expéditions et des opérations de réception. Les contrôles ont été réalisés sur la réception d'un emballage de combustibles usés TN13/2 en provenance du CNPE de Flamanville en date du 27 mars 2020, sur la préparation de l'expédition d'un emballage vide de combustible usé TN13/2 du 18 au 24 mars 2020, sur l'expédition d'un emballage vide de combustible usé TN13/2 du 18 mars 2020 vers le site de Flamanville et sur l'expédition d'un colis non soumis à agrément contenant du nitrate d'uranyle du 17 mars 2020.
N/Réf. : CODEP-CAE-2020-024920 Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour l'expédition de substances radioactives apparaît satisfaisante. En particulier, on peut noter la bonne traçabilité des opérations réalisées (en application du dossier de sûreté, des notices d'utilisation, des RGE), la bonne réalisation des contrôles réglementaires de radioprotection et la bonne traçabilité des éléments liées aux opérations de maintenance. Du point de vue de la qualification et de la formation des intervenants, l'inspection à distance a permis de relever qu'elles étaient du même niveau qu'avant la période de confinement.
## A Demandes D'Actions Correctives
Néant.
## B Compléments D'Information B.1 Réception De Tn 13/2
Le §2.2.7.2.4.6 de l'ADR prévoit que pour le type de colis B, un certificat d'agrément soit délivré par l'autorité compétente, en l'occurrence l'ASN. Ce certificat d'agrément est accordé sur la base d'un dossier de sûreté. Les combustibles usés doivent être transportés dans des colis de type B. Les opérations effectuées lors de la réception du 27 mars 2020 du colis de combustibles usés en provenance du CNPE de Flamanville ont été examinées. Ce transport de combustibles usés utilise l'emballage de type TN13/2 ayant le certificat d'agrément F/274/B(M)F-85T(Mak). Le dossier de sûreté sur lequel se base le certificat prévoit à la réception des mesures du niveau de contamination et de l'intensité du rayonnement de l'emballage et du véhicule de transport. Il a été relevé que les documents présentés traçaient les mesures du niveau de contamination et de l'intensité du rayonnement de l'emballage et les mesures du niveau de contamination du véhicule de transport. Cependant, le contrôle de l'intensité du rayonnement du véhicule de transport à la réception n'a pas été fourni. Il est à noter que ce contrôle avait bien été réalisé par l'expéditeur au moment de l'expédition. Je vous demande de m'indiquer si le contrôle de l'intensité de rayonnement du véhicule de transport lors de la réception d'un emballage de combustibles usés TN13/2 a été réalisé et de m'en apporter les justificatifs. Dans le cas contraire, je vous demande de vous prononcer de manière argumentée sur le caractère suffisant des mesures en place et des moyens qui seront déployés afin de rendre cohérents les pratiques et les attendus du dossier de sûreté.
## B.2 Préparation D'Un Emballage Vide De Combustible Usé
Tel qu'indiqué en B.1 ci-dessus, l'ADR prévoit que le type de colis B dispose d'un certificat d'agrément pour le modèle de colis délivré par l'autorité compétente sur la base d'un dossier de sûreté. Les opérations de préparation d'un emballage vide de combustible usé réalisées du 18 au 24 mars 2020 ont été examinées. Il s'agissait d'un emballage de type TN13/2 ayant le certificat d'agrément F/274/B(M)F-85T(Mak). Le dossier de sûreté sur lequel se base le certificat prévoit un certain nombre d'opérations parmi lesquelles la vérification du taux de fuite de l'emballage et le graissage des pièces d'assemblage de l'emballage. Il a été relevé que l'application de certains points du dossier de sûreté, ceux-ci-dessus par exemple, était réalisée à partir de modes opératoires spécifiques qui n'étaient mentionnés dans le dossier de préparation qu'en rappel général en bas de page du document. Le déroulement chronologique du dossier de préparation des emballages ne conduit pas directement à l'usage de ces consignes. Je vous demande de vous prononcer de manière argumentée sur la suffisance de l'ergonomie documentaire concernant la réalisation des tâches exigées par le dossier de sûreté et le certificat d'agrément. Le cas échéant, vous apporterez les corrections nécessaires.
## B.3 Formation Des Intervenants
Le paragraphe 1.3 de l'ADR prévoit que tous les personnels des acteurs intervenant pendant la phase transport (expéditeur, transporteur, destinataire, emballeur, chargeur, déchargeur) doivent recevoir une formation adaptée à leurs fonctions et à leurs responsabilités. Cette formation doit contenir une présentation générale de la réglementation et une présentation détaillée des dispositions relatives aux fonctions qu'ils exercent. Le paragraphe 1.3.1 de l'ADR précise que « les employés doivent être formés conformément au 1.3.2 avant d'assumer des responsabilités et ne peuvent assurer des fonctions pour lesquelles ils n'ont pas encore reçu la formation requise que sous la surveillance directe d'une personne formée. ». La préparation des opérations de transports pour les emballages de combustibles usés fait appel à des opérateurs de l'atelier T01. L'inspection a relevé que l'opérateur ayant réalisé le contrôle du taux de fuite des orifices de l'emballage et ayant fait la préparation du 18 au 24 mars 2020 disposait d'une autorisation d'exploiter liée au local de déchargement. Il n'a pas été détaillé le contenu des formations et compagnonnages liées à l'obtention de l'autorisation d'exploiter. Ainsi il n'a pas pu être vérifié en particulier que ces opérateurs aient bénéficié d'une présentation générale de la réglementation, conformément à l'ADR Les inspecteurs ont relevé que les opérateurs de T0 ne disposaient pas de formation spécifique transport en dehors du parcours de compagnonnage. La réception d'un colis de combustible usé ou l'expédition d'un emballage vide est réalisée sur l'atelier AML2. L'inspection a relevé que l'intervenant ayant effectué les contrôles à réception de l'emballage TN13/2 le 27 mars 2020 disposait d'une autorisation d'exploiter relative à ces opérations mais qu'il n'avait pas encore eu la formation transport spécifique pour laquelle il est inscrit. Je vous demande de justifier que la mise en œuvre des autorisations d'exploiter couvre bien les formations requises par la réglementation ADR. Par ailleurs, je vous demande de m'indiquer si les fonctions exercées, pour lesquelles les intervenants n'ont pas encore reçu la formation transports requise, sont bien faites sous la surveillance directe d'une personne formée conformément au paragraphe 1.3.1 de l'ADR.
## B.4 Déclaration D'Expédition
Le § 5.4.1 de l'ADR3 prévoit que l'expéditeur remplisse une déclaration d'expédition comportant les informations citées dans ce paragraphe. Il est prévu en particulier un engagement signé de l'expéditeur. Le 17 mars 2020, Orano procédait à l'expédition d'un conteneur-citerne contenant du nitrate d'uranyle dans un emballage nommé LR65. Il s'agit d'un colis non soumis à agrément de type IP-2 contenant des substances radioactives de faible activité spécifique (LSA-II). Ce modèle de colis dispose d'une attestation de conformité d'un modèle de colis de type IP-2 référencée PIE/CC/09-01 (Hh). La déclaration signée de l'expéditeur était datée du 10 mars 2020. Le signataire y déclare en particulier que le contenu du chargement est convenablement étiqueté et placardé et à tous les égards bien conditionné pour être transporté conformément à l'ADR applicable. L'inspecteur a observé que la signature du document d'expédition était antérieure à l'expédition effective et cela, bien avant l'arrivée du véhicule tracteur sur lequel est mis en œuvre une partie du placardage. Je vous demande de vous prononcer de manière argumentée sur la suffisance d'informations à disposition du signataire de la déclaration d'expédition lui permettant de s'engager sur sa conformité.
## C Observations
Néant.
Sauf difficultés liées à la situation actuelle, 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. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division par messagerie (voir www.asn.fr) pour convenir d'un délai de réponse partagé. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division, Signé par Adrien MANCHON |
INSSN-CAE-2020-0916 | DIVISION DE CAEN
A Caen, le 27 avril 20209 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-026541 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 n° 136 Inspection n° INSSN-CAE-2020-0916 du 1er au 17 avril 2020 Préparation de l'arrêt pour maintenance du réacteur 1 - VP22 Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Arrêté du 21 novembre 2014 portant homologation de la décision 2014-DC-0444 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires à eau sous pression ; [4] Lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteur de l'année 2020 [5] Dossier de présentation de l'arrêt - Tranche 1 - 1P22 D5039 - PA/19.010 indice 0 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1]
concernant le contrôle des installations nucléaires de base et au vu du contexte sanitaire actuel (Covid19), l'ASN a choisi d'adapter son dispositif de contrôle des installations d'EDF pour maintenir un haut niveau d'exigence sans remettre en cause les principes de distanciation sociale indispensables à la limitation du risque de prolifération du virus. Dans ce contexte, un contrôle à distance a été réalisé sur le thème de la « préparation de l'arrêt pour maintenance du réacteur 1 - VP22 Penly ». J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse du contrôle ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse Du Contrôle
Ce contrôle à distance avait pour objectif de contrôler l'organisation et la préparation par vos équipes de l'arrêt pour maintenance de type visite partielle n° 22 (VP22) du réacteur 1 de la centrale nucléaire de Penly. Dans cette optique, les inspecteurs ont réalisé par sondage une analyse :
- de la programmation dans le dossier de présentation d'arrêt (DPA) [5] des activités à enjeux ayant été abordées dans la lettre de position générique 2020 [4] ; - de la prise en compte des écarts de conformité lors de la VP22 de Penly listés dans le DPA;
- de l'approvisionnement des pièces de rechange nécessaires aux travaux de maintenance prévus lors de l'arrêt.
Cette analyse a permis de constater qu'EDF a établi un programme de maintenance des équipements importants pour les intérêts protégés dans le respect des dispositions de l'arrêté cité en référence [3]. Toutefois, des corrections sont attendues lors de la mise à jour du DPA. Des éléments complémentaires devront également être transmis en particulier concernant la résorption des écarts de conformité. Le contenu de la mise à jour à l'indice 1 du DPA, que vous transmettrez à l'ASN une semaine avant le découplage du réacteur, devra prendre en compte les remarques formalisées à l'occasion de ce contrôle.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Prise En Compte Des Écarts De Conformité
Le guide de l'ASN n° 21 définit un écart de conformité « comme un écart à une exigence définie d'un élément important pour la protection (EIP), lorsque cette exigence est issue de la partie de la démonstration de sûreté nucléaire relative aux risques d'accidents radiologiques ». En application de l'article 2.6.3 de l'arrêté du 7 février 2012 en référence [2], EDF doit tenir « à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement. » Par ailleurs, les articles 1.1.2 et 1.3 de l'Annexe A de la lettre de position générique [4] prévoient respectivement que « les activités prévues au cours de l'arrêt pour résorber des écarts affectant les EIP » et que « les Écarts affectant les EIP dont la résorption n'est pas prévue au cours de l'arrêt » soient identifiés dans le dossier [5]. Il est notamment demandé :
≪ Quel que soit son type, pour chaque écart est précisé :
a. sa référence (ou toutes ses références, s'il en existe plusieurs) ;
b. s'il s'agit d'un écart de conformité avéré ou en émergence ;
…≫ Les inspecteurs ont constaté que la référence des écarts de conformité ne figurait pas dans le dossier de présentation d'arrêt de Penly 1 [5], seules les références des « task-force » sont quelques fois mentionnées en commentaire. Les inspecteurs ont examiné le guide technique faisant l'inventaire des écarts de conformité matériels non soldés sur le site de Penly (D5039-GT/DR/051 indice 19) transmis le 27 mars 2020 par vos services. Les inspecteurs ont relevé des incohérences entre les écarts de conformités (EC) listés dans le guide et le DPA. Ils ont ainsi relevé que :
- l'EC n° 483 (Risque de non qualification des brides des pompes EAS) n'apparaissait pas dans la note d'inventaire D5039-GT/DR/051 indice 19 alors que les travaux sur la pompe EAS 051 PO sont mentionnés dans le DPA ;
- l'EC local n° 432 (Tenue sismique des relais Vigirack du palier 1300 MWe) a été supprimé de l'inventaire à l'indice 19 alors qu'il était encore en traitement pour le réacteur n° 1. En effet, le DPA mentionne les travaux restant à effectuer (« Sur l'arrêt 1P2220 : Solde du remplacement des rivets des paniers VIGIRACK et l'ensemble des tableaux 1LHA et 1LHB 001 TB seront remis en conformité ») ;
- l'EC n° 484 (Défauts de freinage de la visserie des matériels MQCA) n'apparaît pas dans la note d'inventaire à l'indice 19, alors que cet écart n'est pas clos et que les mesures d'efficacité devront être déployées au cours de l'arrêt 1VP22 selon le DPA.
Enfin, l'EC n° 540 (Anomalie d'ancrage des commandes déportées des robinets RIS et EAS) dont le traitement a commencé sur Penly en mars 2020 devra apparaître dans le guide ré-indicé afin de le prendre en compte dans la note de cumul des écarts de conformité. Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour que les différents documents transmis à l'ASN dans le cadre de la gestion des écarts de conformité soient cohérents et décrivent de manière exhaustive la prise en compte des écarts de conformité sur le CNPE.
## A.2 Intervention Programmée Sur Les Tambours Filtrants
Dans le cadre d'opérations de maintenance réalisées sur le CNPE de Flamanville, il est apparu que le resserrage des ancrages de la plaque d'assise du tambour filtrant a été réalisé selon la valeur de couple prescrite par la règle nationale de maintenance (RNM) alors que cette dernière est inférieure au couple de serrage prescrit par le recueil des prescriptions de maintien de la qualification des matériels (RPMQ). Cette incohérence a déjà fait l'objet d'un positionnement de vos services centraux avec la programmation d'une mise à jour de la RNM . Un programme de resserrage des ancrages « palier butée » des tambours doit être réalisé pour le CNPE de Flamanville sous couvert d'une dérogation au programme de maintenance PBMP « ancrages précontraints des matériels IPS au génie civil ». Les tambours filtrants des CNPE de Penly et Flamanville étant identiques, les inspecteurs ont examiné les dossiers d'intervention pour le contrôle du serrage des ancrages de la plaque d'assise des tambours filtrants du CNPE de Penly 1CFI031TF, 1CFI032TF, 2CFI031TF et 2CFI032TF et la note de calcul de l'UNIE D305219000836. Après de nombreux échanges, vos services ont indiqué que les resserrages des ancrages pour les tambours 1 CFI 031/032 TF sont prévus sur l'arrêt 1VP22 sous l'ordre de travail n° 03506857. Cette intervention n'apparaît pas dans le DPA à l'indice 0 et aucun plan d'action n'a été ouvert afin de tracer la discordance entre la RNM et le RPMQ.
Je vous demande de mettre à jour le dossier de présentation d'arrêt afin de résorber cet écart, de tracer correctement la discordance RNM/RPMQ par un plan d'action et d'envisager comme pour le CNPE de Flamanville une dérogation au PBMP « ancrages précontraints des matériels IPS au génie civil ».
## A.3 Respect Des Engagements
Afin d'éviter le renouvellement de dysfonctionnement, à l'origine de l'évènement significatif sûreté référencé ESS 19.013, le site de Penly s'est engagé à mettre à jour les dossiers de suivi d'intervention de l'activité de tarage des soupapes en intégrant un contrôle technique adapté. Les inspecteurs ont souhaité s'assurer que cette action serait bien réalisée avant le début de l'arrêt 1VP22. Or vos représentants ont indiqué que l'action corrective n'a pas été mise à jour dans l'outil de pilotage CAMELEON et que par conséquent l'action n'a pas été réalisée. Les activités de tarage de soupapes étant prévues sur l'arrêt 1VP22, les inspecteurs considèrent que cette action est importante compte-tenu de l'ESS auquel elle fait suite.
## A.4 Pièces De Rechange
Vos représentants ont informé les inspecteurs de l'approvisionnement non sécurisé de plusieurs pièces de rechange (PDR). Certaines activités sont notamment reportées faute de pièce de rechange disponible
(exemple 1RIS031PO). L'approvisionnement de certaines PDR reste incertain pour les interventions prévues sur RPE 976 à 948 VP et LND 001 DL par exemple. Les inspecteurs vous ont rappelé que tout problème d'approvisionnement de pièces de rechange remettant en cause la réalisation d'une intervention prévue pendant l'arrêt de 2020 du réacteur n° 1 devait être porté au plus tôt à la connaissance de l'ASN. Une analyse des conséquences sur la sûreté du report de l'activité concernée doit être transmise. Je vous demande de me tenir informé au cours de l'arrêt de l'état d'avancement de l'approvisionnement des pièces de rechange et de la stratégie retenue en cas de défaut d'approvisionnement.
## A.5 Complétude Du Dossier De Présentation D'Arrêt
L'annexe à la décision n° 2014-DC-0444 du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires précise dans son article 2.1.2 le contenu du dossier de présentation d'arrêt que vous devez transmettre à l'Autorité de sûreté nucléaire.
Dans le dossier de présentation d'arrêt (DPA) à l'indice 0 [5], les inspecteurs ont noté que :
- Le traitement de la non-conformité du freinage de la boulonnerie de la pompe 1 RIS 031 PO
n'apparaissait pas (mesure d'efficacité) ;
- La modification PNPP 3870 CA (Renforcement du dispositif U5) était prévue dans le DPA mais les tomes qui seront intégrés ne sont pas précisés ;
- Le traitement du défaut de robustesse au séisme des robinets d'isolement enceinte EBA et ETY
était prévu mais la liste des robinets électriques devant être remis en conformité lors de l'arrêt n'apparaissait pas précisément.
La montée du DPA à l'indice 1 devra prendre en compte ces points ainsi que l'ensemble des demandes de compléments transmises par courrier électronique à vos représentants (demandes BIL n° 19 de l'annexe B de la lettre de position générique [4], liste des interventions programmées dans le cadre de l'examen de conformité des groupes électrogènes à moteur diesel, …). Les modifications apportées devront être clairement identifiées. Je vous demande de mettre à jour le dossier de présentation d'arrêt en tenant compte de l'ensemble des remarques citées dans cette lettre.
## A6. Traitement Des Écarts
Les articles 1.1.2 et 1.3 de l'Annexe A de la lettre de position générique [4] prévoient respectivement que
« les activités prévues au cours de l'arrêt pour résorber des écarts affectant les EIP » et que « les écarts affectant les EIP
dont la résorption n'est pas prévue au cours de l'arrêt » soient identifiés dans le DPA [5].
En outre, le II de l'article 2.6.3 de l'arrêté [2] précise que ≪ l'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement ≫. Les inspecteurs ont consulté les plans d'actions (PA) relatifs aux anomalies affectant les groupes électrogènes à moteur diesel. Ils ont relevé que certains PA n'étaient pas présents dans le DPA parmi la liste des éventuels écarts que l'exploitant n'a pas prévu de résorber au cours de l'arrêt (PA n° 156867, 156068). Les inspecteurs ont également relevé que certaines activités issues d'écarts non-clos lors de l'arrêt 1R21 ne sont pas présentes dans le DPA alors que leur résorption est prévue au cours de l'arrêt 1VP22 :
- L'expertise du rotor et le remplacement des bagues carbone sur la pompe 1 ASG 032 PO prévus en 1VP22 comme suite à l'engagement n° 4 pris dans le fax D5039/SSQ/HNS/19.T004 ;
- Le traitement du PA n° 112635 sur la pompe EAS 052 PO alors que l'équivalent sur la pompe EAS 051 PO est programmé.
De plus, dans le paragraphe 4 du DPA « écarts affectant les EIP, non clos qui ne seront pas traités sur l'arrêt » un certain nombre de constats sont mentionnés alors que leur contrôle est prévu sur 1VP22 (exemple PA 94083, 74320, 75720, ….). Enfin, la mise à jour du DPA devra intégrer les PA ouverts en 2020 dans le cadre de l'écart de conformité EC520 ainsi que les PA n° 173597 et 174671 pour le traitement de constats sur les groupes électrogènes à moteur diesel LHP et LHQ. L'ASN vous demande de compléter votre dossier [5] afin d'y faire figurer l'ensemble des écarts conformément aux articles 1.1.2 et 1.3 de l'Annexe A de la lettre de position générique [4].
## B Compléments D'Information B1. Risque De Mode Commun
Le DPA prévoit des opérations sur les groupes électrogènes à moteur diesel en voies A et B avec :
- le remplacement des disjoncteurs des armoires LHP 001 AR et LHQ 001 AR - la dépose des traçages électriques des moteurs LHP 001 MO et LHQ 001 MO (modification PNPP 3611)
De plus, pour l'arrêt 1VP22 de Penly, le site a décidé de réaliser l'examen de conformité « des groupes électrogènes à moteur diesel de secours » sur les deux voies (A et B). Cependant, le DPA indique que le site se réserve le droit d'alléger son programme de contrôle sur une voie en cas de complication. Enfin, le remplacement des rivets des paniers VIGIRACK des tableaux LHA et LHB est également prévu sur les voies A et B.
## Je Vous Demande De :
- m'indiquer les mesures prises pour compenser le fait que des interventions soient réalisées sur les voies A et B et lors du même arrêt pour les groupes électrogènes à moteur diesel et les rivets des paniers VIGIRACK ;
- m'indiquer les actions de surveillance mises en place pour ces interventions ; - prévoir un bilan des actions non-réalisées et une analyse des conséquences sur la sûreté si le programme de maintenance prévu pour l'examen de conformité venait à être allégé.
## B2. Retour D'Expérience Tiré De L'Évènement Significatif Pour La Sûreté Référencé Ess 19.015
Les contrôles des valeurs des longueurs de référence des goujons de volute des groupes motopompes primaires (GMPP) réalisés en 2018 et 2019 sur les tranches 1 et 2 du site de Penly, ont mis en évidence une altération dans le temps (depuis la mise en exploitation des tranches) ayant induit le soustensionnement de certains goujons.
Afin de pérenniser le tensionnement des goujons de volute, le CNPE de Penly s'est engagé à mettre en place une documentation d'intervention encadrant le nettoyage des fûts de goujons par ses prestataires. Dans le compte rendu d'évènement significatif CRESS 19.015 ind. 1, l'action corrective n° 6 prévoit donc l'application, à partir de l'arrêt 1VP22, d'un nouvel indice de la règle nationale de maintenance D455032-14/8059 (RNM) tenant compte du retour d'expérience sur cet événement. Les prestataires, intervenant en « cas 1 »1 lors de l'arrêt, n'auront probablement pas pris en compte dans leur documentation l'évolution de la RNM dont la révision n'était prévue qu'au premier trimestre 2020.
## Je Vous Demande :
- de m'indiquer par quel moyen le CNPE de Penly s'assurera de la déclinaison de l'évolution de la RNM dans le dossier de suivi de l'intervention des intervenants ;
- de me transmettre la RNM ré-indicée et la fiche de retour d'expérience.
## B3. Ecarts Relatifs Aux Traitements Thermiques De Détensionnement Des Équipements Fabriqués Par Framatome
Un évènement significatif pour la sûreté à caractère générique a été déclaré à la suite du non-respect des plages de température lors des réalisations de traitements thermiques de détensionnement (TTD). L'écart pourrait ainsi s'étendre à l'ensemble des joints finaux des générateurs de vapeur. Des contrôles par des mesures d'épaisseur seront réalisés sur tous les joints concernés par les écarts TTD pour les GV des réacteurs du palier 1300 MWe, afin de confirmer les éléments retenus dans le cadre des notes de traitement de cet écart.
Je vous demande de m'indiquer si ces contrôles seront réalisés lors de l'arrêt VP22 du réacteur 1 de Penly et de me transmettre un bilan de ces contrôles.
## B4. Ancrage Des Matériels De Ventilation
Le courrier référencé D455018005685 du 17 juillet 2018 demande un report au 30 juin 2020 des contrôles des ancrages des équipements du périmètre 2, correspondant aux matériels situés à plus de 3,5 m de hauteur à l'extérieur du bâtiment réacteur. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les contrôles de ces ancrages sont réalisables en dehors de la période d'arrêt du réacteur. Je vous demande de m'indiquer les contrôles déjà réalisés en précisant les dates de résorption des écarts et anomalies éventuels et de vous engager sur la finalisation des contrôles avant le 30 juin 2020.
## B.5 Résorption D'Écarts De Conformité
L'article 2.6.2 de l'arrêté [2] requiert que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer :
- son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas échéant, s'il s'agit d'un événement significatif ; - s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ; - si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre. » L'article 2.6.3 de l'arrêté [2] dispose quant à lui que « l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à […] évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre». L'écart de conformité n° 403 concerne le risque de déploiement de fusibles non qualifiés sur des départs de tableaux électriques du réseau de puissance 380 V pour pallier l'obsolescence de fusibles qualifiés. Cet écart générique a fait l'objet d'une déclaration d'événement intéressant pour la sûreté. Des contrôles sont nécessaires sur chaque réacteur afin d'identifier le nombre de fusibles non qualifiés et de démontrer l'existence d'un chemin sûr pour chaque réacteur. Je vous demande de m'indiquer si les contrôles des fusibles seront a minima réalisés pour une voie du réacteur n° 1 avant divergence afin de sécuriser l'existence d'un chemin sûr. L'écart de conformité n° 533 fait suite à un évènement significatif déclaré par le CNPE de Chooz en 2018 sur un défaut de conformité des plages de température de déclenchement des fusibles thermiques des clapets coupe-feu. EDF s'est engagée à vérifier la conformité des fusibles des clapets coupe-feu et à remplacer les fusibles en écart (mauvais ampérages constatés de 70 A pour 140 A ou de 140 A pour 70 A).
## Je Vous Demande De M'Indiquer Si Un Contrôle Exhaustif De La Conformité Des Fusibles Des Clapets Coupe-Feu Sera Réalisé Sur Le Réacteur N° 1.
L'écart de conformité en émergence n° 537 concerne le risque de défaillance d'un condensateur sur une carte électronique des chaînes du système chargé de la surveillance du niveau d'activité de certains rejets du circuit de ventilation (KRT) équipées d'ictomètres numériques de radioprotection "INR 2000". A la suite d'un écart détecté sur le CNPE de Tricastin en juillet 2019, le constructeur a informé EDF que ces défauts de fabrication (montage inversé du condensateur) pouvaient potentiellement concerner l'ensemble des INR 2000 livrés, même si statistiquement seuls 2 % seraient affectés parmi ceux installés sur les réacteurs en fonctionnement et ceux alimentant le stock de pièces de rechanges. Je vous demande de m'indiquer si un contrôle de l'absence de défauts des INR 2000 sera réalisé au cours de l'arrêt du réacteur n° 1. Vous me transmettrez le bilan de ce contrôle.
## B.6 Report De L'Intervention 1Rcv024Vp
Dans l'incapacité de remplacer à l'identique la soupape 1RCV024VP au cours de l'arrêt 1VP22, vos services envisagent de changer de technologie de soupape. Les travaux nécessaires pour l'adaptation de ce matériel sur l'installation étant a priori complexes, le CNPE de Penly se positionne sur un report de l'intervention lors de la VD 1VD23 en 2021. Afin d'instruire cette demande de report nous vous avons transmis des demandes de compléments le 17 avril 2020. Vos services n'ont pas encore donné suite à ces demandes. Je vous demande de me transmettre l'ensemble des éléments complémentaires demandés par courrier électronique afin d'instruire le report de cette intervention.
## C Observations
Sans objet. Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, sauf mention spécifique indiquée dans le libellé de la demande, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division par messagerie (voir www.asn.fr) pour convenir d'un délai de réponse.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division Signé Adrien MANCHON |
INSSN-OLS-2020-0671 | RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
DIVISION D'ORLÉANS
DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2020-025105 Orléans, le 20 avril 2020 Monsieur le Directeur du Centre nucléaire de Production d'Electricité de SAINT-LAURENT-DES-EAUX
BP42 41200 SAINT-LAURENT-NOUAN
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux - INB n° 100 Inspection n° INSSN-OLS-2020-0671 du 25 mars 2020 - Covid 19 : Contrôle à distance « Maintenance, préparation arrêt 1R35 »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1]
concernant le contrôle des installations nucléaires de base et au vu du contexte sanitaire actuel (Covid19), l'ASN a choisi d'adapter son dispositif de contrôle des installations d'EDF pour maintenir un haut niveau d'exigence sans remettre en cause les principes de distanciation sociale indispensables à la limitation du risque de prolifération du virus. Dans ce contexte, une inspection à distance a été réalisée le 25 mars 2020 concernant le CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux sur le thème « Maintenance, préparation arrêt 1R35» consistant notamment en un examen de documents liés à l'exploitation courante et au dossier de préparation d'arrêt (DPA), accompagné d'audioconférences avec l'exploitant. 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 « Maintenance, préparation arrêt 1R35 ». Elle s'inscrit dans le cadre du nouveau processus de suivi des arrêts de réacteurs par l'ASN et remplace la réunion de présentation d'arrêt. Compte tenu du contexte sanitaire actuel, l'ASN s'est orientée sur la réalisation de contrôles documentaires à distance à partir d'une liste de documents établie par ses soins sur des matériels à fort enjeu de sûreté. Cette inspection du 25 mars 2020 a fait l'objet d'investigations et d'échanges complémentaires qui ont été clos le 8 avril 2020.
Les inspecteurs ont abordé différents sujets relatifs à l'arrêt programmé du réacteur n° 1 du CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux sur la base du dossier de présentation d'arrêt (DPA), en particulier les chantiers dimensionnants identifiés comme prioritaires par l'ASN, la radioprotection des intervenants lors de l'arrêt, les modifications des installations, les opérations de maintenance et la gestion des pièces de rechange. Les inspecteurs ont aussi examiné les bilans du contrôle des ancrages et de l'étanchéité des systèmes de ventilation (DVW, DVH, DVI, DVK), des ancrages des armoires des soupapes SEBIM, du contrôle étendu des lignes auxiliaires des groupes motopompes des systèmes d'injection de sécurité (RIS) et des systèmes d'aspersion de secours de l'enceinte (EAS), du contrôle des ancrages masqués par construction, de la sectorisation incendie (siphons de sol), de la conformité des groupes électrogènes de secours (LHP/LHQ) ; ils ont également examiné la gestion de différentes anomalies identifiées par le site. Le CNPE a pu s'organiser pour apporter de manière réactive les réponses aux questions soulevées par les inspecteurs sur les différents sujets abordés malgré les difficultés pratiques liées au confinement. Toutefois, des corrections sont attendues lors de la mise à jour du DPA, en particulier l'intégration des contrôles effectués sur les tirants au titre de l'examen de conformité des diesels et la planification des actions à mener sur les contrôles des ancrages DVH et ETY.
Des éléments complémentaires sont également attendus de la part du CNPE quant au suivi de l'âge des flexibles non chauds des groupes électrogènes de secours (LHP/LHQ), à la compatibilité des manchons compensateurs élastomères installés sur le site avec le fluide des circuits sur lesquels ils sont installés et sur le suivi de la disponibilité des pièces de rechange du groupe électrogène d'ultime secours
(LHU). Enfin, l'inspection a mis en évidence le non-respect de la périodicité de contrôle de siphons de sol et l'absence de caractérisation des écarts relevés sur certains d'entre eux, ce qui a conduit le site à déclarer le 3 avril 2020 un évènement significatif au titre de la sûreté selon le critère 10. Je rappelle enfin que les éléments développés dans ce courrier et les réponses qui y seront apportées sont susceptibles d'impacter le programme du prochain arrêt du réacteur n° 1 et seront suivis dans ce cadre, notamment au cours des phases de redémarrage de l'installation
## A. Demandes D'Actions Correctives Mise À Jour Du Dossier De Présentation D'Arrêt
L'article 2.6.2 de l'arrêté [2] dispose que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer : - *son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas* échéant, s'il s'agit d'un événement significatif ;
- s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ;
- si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre. »
2 Lors de l'inspection, il est apparu que plusieurs activités importantes sont effectivement programmées sur l'arrêt pour simple rechargement 1R35, mais n'apparaissent pas dans le dossier de présentation d'arrêt, ou que des éléments sont à corriger dans ce dossier. Il s'agit notamment : - du contrôle des tirants au titre de l'examen de conformité des diesels ;
- de la correction du dossier de présentation d'arrêt et notamment la numérotation de son annexe 10.
Ces points ayant été identifiés comme importants pour l'ASN au titre de sa lettre de préparation générique des arrêts, de retours d'expérience négatifs ou de son analyse locale, ils doivent être identifiés pour garantir leur bonne exécution.
Demande A1 : je vous demande d'intégrer les éléments manquants et en particulier le contrôle de conformité des tirants des diesels dans une mise à jour du dossier de présentation de l'arrêt 1R35. Vous procéderez aux corrections de l'annexe 10. Vous transmettrez ce dossier à l'ASN une semaine avant le découplage du réacteur n° 1.
## Matériels De Ventilation
L'article 2.5.1 de l'arrêté [2] dispose que : « II. […] 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 ». Les programmes de base de maintenance préventive (PBMP) relatifs aux « ancrages du matériel de ventilation IPS au génie civil » ont été émis en 2009 pour le palier 900 MWe. Ils précisent les contrôles à réaliser ainsi que les périodicités associées afin de vérifier notamment la présence de tous les constituants visibles et les dimensions des ancrages, l'absence de corrosion, l'absence de desserrage ou de blocage. L'ASN a estimé que l'échéance prévue des premiers contrôles (pouvant aller jusqu'en 2022 pour certains matériels de ventilation considérés comme éléments importants pour les intérêts protégés
(EIP) au sens de l'arrêté [2]) n'était pas acceptable et a donc demandé à EDF d'anticiper la réalisation de ces contrôles. En réponse à cette demande, par courrier référencé D455017012248, EDF a proposé un échéancier de contrôles. L'ASN considère que l'échéancier proposé est acceptable, dans la mesure où les résultats des contrôles déjà réalisés ne feraient pas apparaître d'écart majeur. Par le courrier référencé D455018005685, EDF a proposé de reporter à mi-2020 les contrôles situés en dehors du bâtiment réacteur et visant les systèmes élémentaires dont la majorité des ancrages sont situés à grande hauteur. EDF doit réaliser les contrôles des ancrages des matériels de ventilation conformément aux échéanciers des courriers référencés D455017012248 et D455018005685. La remise en conformité des écarts éventuels devra être réalisée dès que possible, ou à défaut, dans les délais justifiés au regard du guide de l'ASN n° 21.
Vous avez indiqué que les contrôles des matériels de ventilation prescrits au titre du PBMP « ancrages du matériel de ventilation IPS au génie civil » concernant les systèmes DVW et ETY seraient terminés au 31 décembre 2019. Dans le DPA, il est indiqué que pour le périmètre 1 (systèmes DVW, DVG et DVS), les contrôles ont été réalisés et qu'une anomalie sur DVW dans le local W325 reste à traiter en 2020. Sur le système de ventilation ETY, les contrôles ont également été réalisés et les réparations sont prévues sur le cycle 1C3419. Les contrôles sur les systèmes DVK et DVI seront réalisés avant mi-2020.
Pour le périmètre 2 (systèmes DVH, DVK, DVI et ETY), les contrôles sur 1DVH sont en cours d'analyse. Lors de l'inspection, vous avez indiqué que les réparations à effectuer sur 1ETY portent sur la remise en conformité de trois supports. Vous avez par ailleurs confirmé aux inspecteurs que vous n'étiez pas en capacité de respecter l'échéance de réparation requise pour 1DVH et que la planification des activités à réaliser sur DVK
nécessite plusieurs spécialités et une synchronisation importante des actions est à réaliser.
Demande A2 : je vous demande d'effectuer les remises en conformité sur 1ETY sur le cycle 1C3419 et de planifier le traitement des constats formulés sur 1DVH et les activités de contrôle et réparations éventuelles à réaliser sur DVK. Vous me transmettrez ce planning.
## Contrôle Des Ancrages Masqués Par Construction
Le courrier ASN référencé CODEP-DCN-2017-000059 du 12 janvier 2017 indique : « […] Les résultats des contrôles des ancrages masqués dans le cadre de l'ECOT VD3 900 ont mis en évidence des désordres datant de la construction des installations et EDF n'a pas identifié les risques locaux (corrosion, vibration…) pour l'ensemble des matériels ayant des ancrages masqués ».
Le programme d'évaluation de la conformité (ECOT) de la troisième visite décennale (VD3) des réacteurs de 900 MWe à l'indice B D455032080688 identifie les ancrages masqués des moteurs du palier 900 MWe : il s'agit des moteurs RCV 001 à 003 MO du palier 900 MWe de type CPY. Les ancrages de ces moteurs ont été contrôlés sur la tranche 1 et aucune anomalie n'a été détectée (cf. bilan ECOT VD3 tranche 1 ENR2187 (page 13/47) transmis par courrier CD4405203 du 9 mars 2015).
Or, le 25 mars 2020, lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'il existait des ancrages masqués d'EIP sur le site et notamment les ancrages 1KRT 043, 044 et 045MA qui sont noyés dans le béton. Ils estiment que ces ancrages ne devraient pas être corrodés car les ancrages apparents de ces équipements ne le sont pas, mais aucun contrôle n'a été effectué. Par ailleurs, l'ECOT VD3 900 couvre les pompes, l'électricité, mais ne couvre pas les ancrages des tuyauteries EIP. Selon vos représentants, les ancrages des tuyauteries sont généralement positionnés en hauteur et sont donc rarement masqués ; cependant, aucun contrôle n'a été effectué.
Demande A3 : je vous demande de justifier l'absence de contrôle des ancrages masqués 1KRT 043, 044 et 045MA et l'absence de contrôle des ancrages masqués des tuyauteries TY.
4
## B. Demandes De Compléments D'Information Flexibles Non Chauds Permanents Des Groupes Électrogènes De Secours (Lhp/Lhq)
Le 28 juin 2013, EDF a mis en application l'indice 2 du PBMP des groupes électrogènes de secours du palier CPY. Dans ce nouvel indice, la période de remplacement des flexibles non chauds permanents a évolué, passant de 20 cycles +5/-0 à 10 cycles +1/-1.
Or, il est apparu que les sites avaient des difficultés à respecter cette nouvelle disposition faute de stock disponible de flexibles. De ce fait, dès juillet 2015, les services centraux d'EDF ont autorisé les sites à utiliser de nouveau les anciennes périodicités, via des dérogations. A l'occasion de l'instruction de ces dérogations, l'ASN a noté que les préconisations du constructeur en terme de durée de vie de ces flexibles étaient de 18 ans et que les consignes de remplacement au-delà de cette périodicité ne faisaient l'objet d'aucune justification technique. Dans le DPA indice 1 de 2018, vous avez précisé qu'au 29 décembre 2017, tous les flexibles non chauds des diesels 1LHP/LHQ avaient moins de 18 ans. Depuis, la période de remplacement est limitée à 10 cycles +1/-1. En amont de l'inspection, vos représentants ont indiqué qu'hormis un flexible sur 1LHQ qui a 12 ans et 2 autres qui arrivent à 10 ans cette année, l'ensemble des flexibles a moins de 10 ans. Or, lors de l'inspection du 25 mars 2020, vos représentants ont indiqué qu'en réalité aucun flexible n'avait plus de 10 ans et que deux flexibles devaient être remplacés en 2020 ; puis, en fin d'inspection, vos représentants ont indiqué qu'après vérification, aucun flexible n'avait atteint l'âge de 10 ans et qu'il n'était pas prévu de remplacement en 2020.
Au vu de ces réponses contradictoires, les inspecteurs ont demandé à vos représentants de vérifier en profondeur le fichier de suivi des dates échéances des flexibles non chauds des diesels du réacteur n° 1. En réponse à cette demande, vous avez prévu de rédiger une fiche d'analyse de résultat (FAR) destinée à faire l'état des lieux de l'âge des flexibles non chauds des diesels. Demande B1 : je vous demande de me transmettre les résultats de votre analyse concernant l'âge des flexibles non chauds des groupes électrogènes de secours du réacteur n° 1 et le respect des dispositions du PBMP de ces équipements.
## Manchons Compensateurs Élastomères
Une décision ASN de février 2019 a imposé des contrôles sur les diesels de secours des CNPE. Dans un courrier du 27 février 2019 référencé D40081011180463 indice 1, les services centraux d'EDF ont demandé aux CNPE de réaliser ces contrôles avant fin 2020 et notamment les contrôles relatifs aux manchons compensateurs en élastomère (MCE). Les manchons compensateurs en élastomère installés sur les tuyauteries des groupes électrogènes diesel de secours du palier CPY font l'objet d'une maintenance programmée au titre du PBMP (réf. PB-900-AP913-01 ind. 3). La régie nationale de maintenance « RNM TPAL AM 450 09 indice 2 » (0455032118396 ind. 2) précise les modalités et les prescriptions applicables au montage et à la surveillance des MCE. Les détails des contrôles à effectuer sur les MCE sont listés dans l'annexe 6 du courrier cité ci-dessus qui prévoit notamment le contrôle de la compatibilité des MCE avec le fluide du circuit sur lequel ils sont installés. A ce titre, les inspecteurs vous ont demandé de justifier de la compatibilité des MCE remplacés lors des opérations de maintenance effectuées en 2019 avec le fluide des circuits. Vos représentants ont précisé, en aval de l'inspection, que les MCE installés sur les groupes électrogènes de secours de la tranche 1 du CNPE sont de type GZ correspondant aux MCE prévus pour être installés sur des circuits fuel ; ils n'ont cependant pas été en mesure d'en fournir la preuve. Demande B2 : je vous demande de me transmettre les modes de preuve justifiant la compatibilité des MCE installés sur les circuits des groupes électrogènes de secours du réacteur n° 1 avec le fluide circulant dans les tuyauteries sur lesquelles ils sont installés.
## C. Observations Pièces De Rechange
C.1 - Les inspecteurs ont abordé la gestion des pièces de rechange. La majorité des pièces de rechange est gérée par une entité nationale, à laquelle une commande doit être passée en amont de l'arrêt, via un outil informatique. Après des échanges entre le CNPE et les services centraux d'EDF, effectués quatre mois avant le début de l'arrêt, puis trois mois avant le début de l'arrêt, 97 % des pièces commandées sont réservées et seront livrées sur le CNPE un mois avant le début de l'arrêt. Un point de vigilance est mis en exergue concernant la livraison des pièces nécessaires à la maintenance du groupe électrogène d'ultime secours (LHU).
## Siphons De Sol
C2 - Suite au retour d'expérience, il s'est avéré que de nombreux siphons de sol requis par le plan d'action incendie (PAI) ont été découverts secs, générant un défaut de sectorisation incendie par l'absence d'eau. En effet, en l'absence d'eau dans les siphons de sol, il y a un risque de propagation d'un incendie par transfert des fumées chaudes, remettant en cause la sectorisation incendie. Afin de prévenir ce défaut, la note technique n° 6095 référencée D5160-SD-NT-13/6095 du 18 mai 2015 définit dans son annexe 2 les contrôles à effectuer sur les siphons requis par le PAI en fonction des locaux et prévoit un contrôle de la garde d'eau avec une périodicité d'un mois et les autres contrôles avec une périodicité d'un an. L'analyse des tournées de vérification des siphons de sol effectuées par les inspecteurs en février et en mars 2020 dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) et dans les locaux électriques du réacteur n° 1, a mis en évidence que plusieurs contrôles identifiés comme non conformes ou non effectués par le site n'avaient donné lieu à aucune suite.
Suite à l'inspection, le site a réalisé de nouveaux contrôles et a caractérisé les écarts. Il en résulte que plusieurs siphons de sol n'ont pas été contrôlés selon la fréquence requise par le PBMP associé. Cette caractérisation a abouti à la déclaration d'un événement au titre de la sûreté selon le critère 10 le 3 avril 2020.
## Sujets Abordés Lors De L'Inspection
C3 - Les inspecteurs ont abordé également les sujets listés ci-dessous durant l'inspection, mais au vu des réponses apportées par l'exploitant, ils n'ont conduit à aucune remarque de leur part : - Présentation des dossiers dimensionnants ou critiques durant l'arrêt
- Dosimétrie sur l'arrêt
- Modifications programmées sur l'arrêt - Bouchage des tubes des générateurs de vapeur - Affaissement des manchettes thermiques des adaptateurs du couvercle de cuve - Etanchéité de la ligne de ventilation des locaux d'exploitation - Calibrage des fusibles thermiques des clapets coupe-feu
- Conformité des châssis des armoires de pilotage SEBIM
- Contrôle étendu des lignes auxiliaires des groupes motopompes des systèmes d'injection de sécurité (RIS) et des systèmes d'aspersion de l'enceinte (EAS)
- Travaux sur les groupes motopompe du circuit primaire (GMPP)
- Unité dans le logiciel du réactimètre - Connexion des cosses Faston de la fonction diesel - Enrubannage de câbles électriques - Tuyauteries des circuits d'eau brute secourue (SEC)
7
##
Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, 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. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division par messagerie (voir www.asn.fr) pour convenir d'un délai de réponse partagé. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par Christian RON |
INSSN-LIL-2020-0344 | DIVISION DE LILLE
Lille, le 27 mars 2020 CODEP-LIL-2020-018859 **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 et 122 Inspection n° INSSN-LIL-2020-0344 effectuée le **6 février 2020**
Thème : "Management des compétences" Réf. : **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Document EDF - D4008-DPN / DRH-M - Guide DPN pour la rédaction d'une cartographie de compétences Document EDF - D455017009348 - Note de clôture du Programme Compétences de la DPN Document EDF - D4008.27.01JPG/VB - Manuel qualité de la DPN
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 portant sur le thème cité en objet a eu lieu le 6 février 2020 au centre nucléaire de production d'électricité de Gravelines. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème du "Management des compétences". Les inspecteurs ont examiné le processus global de gestion des effectifs et les différents volets de la gestion des compétences dans le cadre des suites du *"Programme compétences"* **engagé fin 2011 par EDF au niveau national (projet**
"Génération 2020" **de la DPN**1).
A ce titre, les inspecteurs ont notamment passé en revue la mise en place de la gestion prévisionnelle des emplois et compétences (GPEC) transverse au niveau du service ressources humaines (SRH) et du service commun de formation (SCF), les cartographies des compétences par service (ainsi que leur lien avec le déploiement du référentiel national SAT (Systematic Approach Training) et les observations sur le terrain (OST), et le fonctionnement des comités de formation (CF). L'inspection a débuté par un échange avec des représentants de la direction, du SRH et du SCF. Les inspecteurs ont ensuite mené des entretiens avec les managers de différents services (Conduite, SSQ2, MTE3 **et Automatismes) qui, conformément aux directives du national, constituent un des piliers du**
"Programme compétences". Au vu de cet examen, les inspecteurs ont pu obtenir une vision claire de la gestion des ressources sur le CNPE dans un contexte de préparation de visites décennales (VD4 900 du réacteur 1 en 2021). Ils ont pris acte d'un processus de *"Management des Compétences"* **globalement robuste sur le plan de la GPEC transverse** (permettant une bonne vision d'ensemble au niveau du SRH et du SCF et une sécurisation des compétences sensibles au regard des enjeux sûreté) et des GPEC des différents services rencontrés. Les inspecteurs ont noté la bonne appropriation des référentiels SAT, et un bon fonctionnement de la boucle courte des formations (en complément de la boucle longue du PFE
4**) constituée par les comités de formation au**
niveau des équipes et des services (CF1 et CF2) avec une réelle implication des agents dans les CF1. Les inspecteurs soulignent l'intérêt et l'efficacité de dispositions telles que le comité de carrière (COCAR) et le rôle des appuis formation compétence (AFCO) qui constituent de véritables passerelles, sur le plan de la gestion des compétences et de la formation, entre les métiers, le SCF et le SRH. Par ailleurs, mis à part quelques cas précis comme le profil des consultants en facteurs humains (CFH) et certaines compétences dans le service Automatismes, les inspecteurs n'ont pas relevé d'alerte particulière en termes de cibles critiques concernant les effectifs ou les niveaux de compétences. Toutefois, les inspecteurs ont relevé quelques points susceptibles de fragiliser le processus de gestion des compétences et la mobilisation de certaines compétences. Ces fragilités concernent principalement la vision globale de l'ensemble des actions correctives depuis l'auto-évaluation effectuée par le site fin 2017 jusqu'aux fragilités identifiées fin 2019, les axes de progrès sur le développement des entrainements, la visibilité sur les compétences mobilisées pour la rédaction des comptes-rendus d'évènements significatifs et enfin le gréement des compétences CFH.
## A. Demandes D'Actions Correctives Auto-Évaluation Et Actions Correctives Du Processus De Management De Compétences
Les articles suivants de l'Arrêté du 7 février 2012 stipulent :
•Art. 1.3. **"Un écart est un non-respect d'une exigence définie, ou non-respect d'une exigence fixée par le système de**
management intégré (SMI) ".
•Art. 2.4.1. I *"L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré (SMI) qui permet d'assurer* que les exigences relatives à la protection des intérêts soient systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation …".
•Art. 2.4.2. **"L'exploitant met en place une organisation et des ressources adaptées pour définir son SMI, le mettre en**
œuvre, le maintenir, l'évaluer et en améliorer l'efficacité…".
•Art. 2.6.3 III *"Le traitement d'un écart constitue une activité importante pour la protection".*
A l'occasion du passage en mode pérenne du "Programme *Compétences"***, chaque site était tenu de procéder à** une auto-évaluation fin 2017 en regard des attendus du national. Vos représentants n'ont pas été en mesure de communiquer le niveau obtenu par le CNPE de Gravelines dans le cadre de cette auto-évaluation, mais ont précisé que le niveau était en deçà du niveau "Bon" attendu par le national. **Les inspecteurs n'ont pas**
obtenu non plus d'information sur le plan d'actions 2018 qui aurait dû apporter une vision globale, cohérente et hiérarchisée de l'ensemble des actions correctives depuis l'auto-évaluation effectuée fin 2017 jusqu'aux fragilités identifiées fin 2019 lors de la revue du sous-processus *6. DCO "Développer et évaluer les* compétences".
Le site, qui s'autoévalue aujourd'hui au niveau "moyen", a mis en avant qu'il réalisait chaque année des auto-positionnements, en établissant un questionnement à deux niveaux (comment les métiers se voient, comment le site se voit) en préalable des échanges avec la DPN. Les inspecteurs ont pu noter la réalité de ces auto-positionnements en consultant la dernière revue du sous-processus 6.DCO, mais regrettent l'absence de traçabilité des actions menées depuis 2018 par le site, qui équivaut à une **perte de l'historique**
des progrès qui ont pu être accomplis et des domaines précis dans lesquels le site ne s'améliore pas. Pour ce qui concerne la revue 2019 du sous-processus 6. DCO, les supports transmis par le site en amont de l'inspection n'ont pas permis aux inspecteurs d'avoir une vision intégrée du suivi des actions correctives issues des différents diagnostics (site, EGE 5, auto-positionnements). **Les inspecteurs ont également relevé**
l'absence totale ou partielle d'information relative à la priorisation des actions, leur pilotage et leur échéance, et n'ont pas trouvé d'éléments probants explicitant la continuité de certaines actions (quelles sont les actions menées en 2019 reconduites en 2020 et pourquoi ?). Les échanges menés, le jour de l'inspection, n'ont pas permis aux inspecteurs d'obtenir plus de précisions sur ces différents points. Le processus de gestion des compétences, intégrant l'ensemble des dispositions du "Programme *Compétences"*
(implication managériale, comités de formation, service commun de formation, démarche SAT, …) fait partie du SMI. A ce titre, ces dispositions doivent faire l'objet d'une évaluation régulière, suivie, le cas échéant, d'un plan d'actions pour en améliorer l'efficacité. Le cycle d'évaluation doit s'appuyer sur une organisation formalisée. Le plan d'actions doit être priorisé et faire l'objet d'une traçabilité.
Je vous demande de me communiquer le bilan de votre auto-évaluation lors du passage en mode pérenne du "Programme Compétences" **sur votre site fin 2017. Vous préciserez dans ce bilan le**
niveau obtenu, les fragilités identifiées et les actions correctives associées mises en œuvre en 2018 pour vous permettre d'atteindre à terme le niveau "Bon".
Je vous demande d'établir un plan d'actions global de la revue 2019 du sous-processus 6.DCO, intégrant de manière cohérente sur la base des fragilités identifiées, les actions correctives EGE, hors EGE, et celles issues des auto-positionnements des différents métiers et services. Vous veillerez à préciser, pour chacune de ces actions, le pilote, l'échéance et le niveau de priorité. Vous veillerez également, lorsque cela est nécessaire, à justifier la reconduction d'actions déjà existantes en 2018 et 2019. Vous me préciserez enfin les modalités prévues pour évaluer l'efficacité de chacune de ces actions correctives. Vous me transmettrez ce plan d'actions sous 3 mois.
## Compétences Pour La Rédaction Des Comptes-Rendus D'Analyse Des Évènements Significatifs L'Article Suivant De L'Arrêté Du 7 Février 2012 Stipule :
- Art. 2.1.1 : **"L'exploitant dispose, en interne ou au travers d'accords avec des tiers, des capacités techniques**
suffisantes pour assurer la maitrise des activités mentionnées à l'article 1er.1 (la conception, la construction, le fonctionnement, la mise à l'arrêt définitif, le démantèlement, l'entretien et la surveillance des installations nucléaires de base). L'exploitant détient, en interne, dans ses filiales, ou dans des sociétés dont il a le contrôle au sens des articles L.233-1 et L.233-3 du code de commerce, les compétences techniques pour comprendre et s'approprier de manière pérenne les fondements de ces activités. L'exploitant dispose en interne des capacités techniques suffisantes pour, en connaissance de cause et dans des délais adaptés, prendre toute décision et mettre en œuvre toute mesure conservatoire relevant de l'exercice de sa responsabilité mentionnée à l'article L.593-6 du code de l'environnement".
- Art. 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. A cet effet, l'exploitant prend les dispositions utiles en matière de formation afin de maintenir ces compétences et qualifications pour son personnel…".
Les inspecteurs ont analysé, par sondage, quelques rapports d'évènements significatifs pour la sûreté
(CRESS) qui ont eu lieu en 2019, identifiant dans le cadre de l'analyse des causes profondes des origines organisationnelles et/ou humaines. Les inspecteurs ont noté une qualité d'analyse globalement satisfaisante et considèrent comme positif le fait qu'un certains nombres d'actions correctives ne se limitent pas à de simples rappels à la règlementation ou au prescriptif mais abordent des problématiques de nature organisationnelle (ex : répartition des rôles entre acteurs au sein de la Conduite, réorganisation du service MTE pour équilibrer les charges de travail, etc...). Cependant, dans un contexte où le site met l'accent sur la compétence des équipes d'analyse approfondie des évènements, notamment au travers des orientations locales de formation du CNPE 2020-2022 qui spécifient que **"les pilotes d'analyse approfondie des évènements doivent être formés à la méthode d'analyse approfondie des** évènements"**, les inspecteurs relèvent qu'aucun des CRESS analysés ne trace l'identité, les compétences et les** profils des personnes qui ont constitué l'équipe locale d'analyse. C'est pourtant une pratique courante sur de nombreux autres CNPE. Dans ces conditions, les inspecteurs s'interrogent sur la capacité de la direction du site à s'assurer de manière formelle et pérenne des compétences des équipes locales d'analyses. Les inspecteurs considèrent que le site doit être en mesure de contrôler que la constitution des équipes d'analyse relève d'une organisation pérenne et formalisée, basée sur des critères clairs et partagés par les différents services, en regard notamment des compétences mobilisées et garantissant une position d'indépendance des pilotes d'analyses (ne pas être juge et partie dans l'analyse d'un évènement). De plus, les échanges n'ont pas permis aux inspecteurs d'avoir une confirmation de la contribution des consultants facteurs humains (CFH) à la rédaction de ces CRESS. Or, le référentiel métier SAT du CFH dit clairement que cette compétence **"apporte son expertise méthodologique et facteurs humains aux pilotes opérationnels** et pilotes stratégiques pour les analyses d'évènements (…) en participant aux instances de relecture et de validation et en réalisant des entretiens d'investigation". Vos représentants ont précisé que ce point devait être abordé au cours d'un comité sûreté dans les jours suivants l'inspection.
Je vous demande de me communiquer les dispositions que vous mettez en œuvre pour vous assurer que la constitution des équipes d'analyse des évènements significatifs relève d'une organisation pérenne et formalisée, basée sur des critères clairs et partagés par les différents services, en regard notamment des compétences mobilisées et de l'implication des compétences des consultants facteurs humains, et garantissant une position d'indépendance des pilotes d'analyses. Vous veillerez à inscrire dans votre référentiel interne l'exigence relative à la traçabilité de l'équipe d'analyse dans les comptes-rendus d'évènements significatifs. Vous me transmettrez la mise à jour en ce sens des référentiels concernés. Vous me transmettrez également dès qu'elles seront disponibles les décisions prises à l'issue du comité de sûreté qui a suivi l'inspection.
## Compétences Consultant Facteurs Humains (Cfh)
Les inspecteurs ont constaté, au cours des échanges, que le site, théoriquement gréé avec trois postes CFH (un poste par paire de tranches), ne disposait en réalité que de deux CFH, la troisième compétence CFH étant mobilisée sur les missions d'accompagnement du changement. Les inspecteurs considèrent que la mobilisation d'une compétence CFH sur des missions d'accompagnement du changement est un point positif compte tenu de la dimension organisationnelle inhérente à ces missions. Ils s'interrogent cependant sur la suffisance de deux compétences CFH pour assurer l'ensemble de leurs missions en regard des enjeux sûreté sur un site constitué de trois paires de réacteurs. Le référentiel métier SAT du CFH précise en effet clairement que celui-ci est pleinement impliqué dans le domaine du management de la sûreté et de la culture sûreté, ce qui implique de nombreuses activités, à savoir son implication dans les CRESS en apportant son expertise, mais également son rôle d'appui conseil du pilote AdR6/CT7 **du site, son rôle central dans la**
diffusion de la culture sûreté en s'appuyant sur le guide culture sûreté et les INSAG8 **4 - 13 - 15 - 18, son**
rôle d'appui méthodologique des acteurs du PAC9**, du retour d'expérience et du SMI (analyse de tendance,**
analyse des signaux faibles, analyse annuelle de sûreté), etc... Les inspecteurs considèrent à ce titre qu'il s'agit d'une compétence sensible. Les échanges n'ont pas permis aux inspecteurs d'obtenir des précisions sur la connaissance qu'avait le site des conséquences potentielles de l'absence d'une troisième compétence CFH sur la complétude de l'ensemble de leurs missions et des éventuels renoncements qui s'imposaient, notamment vis-à-vis de l'implication dans l'analyse des évènements.
Je vous demande de procéder à une analyse approfondie en terme d'emplois et de compétences du gréement des compétences CFH, sur un site ayant six réacteurs, permettant de justifier de la suffisance de deux compétences CFH, compte tenu des nombreuses activités qui leurs sont dédiées dans le domaine du management de la sureté. Vous me communiquerez le résultat de cette analyse sous 3 mois.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Compétences techniques Le manuel qualité de la DPN d'EDF stipule que l'efficacité des dispositifs de formation est évaluée régulièrement au regard du retour d'expérience de formation et d'exploitation. Les formations dispensées sur les CNPE sont généralement évaluées selon 4 niveaux :
- **Niveau 1 : questionnaire satisfaction stagiaire et réalisation d'une synthèse de stage.**
- **Niveau 2 : réalisation d'une évaluation sommative (le formateur délivre à l'issue du stage une**
attestation individuelle de capacité qui précise le résultat global de l'évaluation et propose des axes de progrès en cas d'objectifs pédagogiques non atteints).
- **Niveau 3 : vérification de la mise en application de la formation sur le terrain.**
- **Niveau 4 : mesure de l'efficacité de la formation sur la performance d'exploitation.**
Dans le cadre du plan d'actions évoqué ci-avant (cf. demande A2), les inspecteurs considèrent que les éléments décrits dans la revue de sous-processus 6.DCO n'apportaient que très peu de précisions concernant un certain nombre d'actions correctives notamment dans le domaine des compétences techniques. C'est le cas notamment pour les actions correctives relatives aux entrainements en lien avec des fragilités identifiées par le site ou l'EGE. Ces fragilités sont diverses. Elles concernent en premier lieu le suivi et la traçabilité des entrainements suivis par les salariés EDF et les prestataires. Le volume d'heures d'entraînements remonté (sur maquette, chantier école, simulateurs ou à blanc sur le terrain) est faible (ce qui de toute évidence pose problème dans un contexte où par exemple, selon les sources du site, 90 % des activités du service MSF10 **sont soustraitées). Il est précisé dans la revue de sous-processus 6.DCO que cela est en partie due au fait que les**
métiers concernés par le prêt de maquettes (MSF, MTE…) traitent directement avec les prestataires sans passer par l'association des entreprises "GIPNO" et que ces actions de formation réalisées ne sont pas tracées et comptabilisées. Les fragilités identifiées concernent également l'efficacité des formations réactives et des entrainements au geste professionnel qui est rarement mesurée sur les niveaux 3 et 4. Par ailleurs, dans le cadre des échanges avec les managers du service MTE, les inspecteurs ont relevé que les chargés de surveillance et d'intervention (CSI) du service, dans le cadre de leur programme de maintien de compétences techniques, sont tenus de faire des entrainements "juste à temps" avant chaque arrêt de réacteur. Or, selon les interlocuteurs, les CSI ne disposent pas systématiquement des maquettes adaptées à leurs besoins d'entrainements, notamment dans le cas de gestes à réaliser sur des pièces rares. Enfin, chaque manager établit bien un programme d'entrainements pour les membres de son équipe mais le retour d'expérience du site montre que la réalisation des entrainements n'est pas toujours conforme à ce programme. Les inspecteurs ont bien noté que, dans le cadre des orientations locales 2020-2022 de formation du CNPE,
et pour réduire les NQME11 **ayant une cause compétences, il était prévu un développement des**
entrainements et des formations juste à temps pour les salariés EDF et les prestataires (maquettes dédiées, projet bâtiment maquettes, intégration des entrainements dans la préparation modulaire des arrêts). Cependant, il n'est mentionné nulle part quelles sont les dispositions prises en 2020 pour que ces entrainements bénéficient bien d'un planning fédérateur sécurisé et comment les managers vont s'assurer de l'efficacité de ces entrainements.
Je vous demande de me transmettre le détail du plan d'actions traitant des entrainements et explicitant les actions correctives prises relatives au suivi et à la traçabilité des entrainements, à la pertinence des entrainements en regard des besoins en terme de compétences techniques, à la mesure d'efficacité des entrainements et à la sécurisation des plannings pour les entrainements.
En 2014, l'ASN a mené une inspection sur le même thème de la gestion des compétences (réf. INSSNLIL-2014-0245). Les cartographies du service Automatismes avaient mis en évidence des difficultés de maintien et de montée en compétences techniques sur certains systèmes et notamment les systèmes de commande et de mesure de positionnement des grappes (RGL) et de régulation de l'alternateur (GEX). L'ASN avait alors demandé au site de définir un plan d'actions afin que le service retrouve au plus vite les niveaux de compétences requis pour ces systèmes. Dans le cadre de l'entretien mené avec les managers du service Automatismes, la consultation des cartographies pluriannuelles a montré que certaines ressources restent en dessous de la cible sur les systèmes RGL (en raison de nombreux départs à la retraite) et GEX. Par ailleurs, l'habilitation de certains agents sur ces systèmes ne peut être validée qu'après une phase de pratique, réalisable uniquement lors d'une révision sur les équipements concernés. Il s'agit là de contraintes spécifiques qui sont à anticiper dans les processus de formation. Les interlocuteurs des inspecteurs ont cependant précisé que ce déficit était compensé par la formation d'agents d'astreinte avec spécificité d'intervention sur ces systèmes et par la présence de préparateurs. Ceci peut être considéré comme satisfaisant mais, compte tenu de la persistance de ces fragilités depuis 2014, les inspecteurs s'interrogent sur le retour d'expérience (REX) tiré des mesures mises en œuvre en terme de GPEC pour assurer de manière fiable et pérenne les ressources en termes d'effectifs et de compétences sur les systèmes RGL et GEX.
Je vous demande de me transmettre le bilan du plan d'actions affecté aux fragilités identifiées en 2014 relatives aux compétences techniques sur les systèmes RGL et GEX. Vous préciserez notamment les dispositions qui avaient été prises pour dimensionner les besoins en formation et évaluer l'efficacité de ces formations.
## Comités De Formation (Cf)
Les inspecteurs ont noté que les CF1 et CF2 fonctionnaient de manière satisfaisante dans l'ensemble des services rencontrés avec notamment une bonne implication des agents au niveau des équipes. Le site a cependant identifié quelques fragilités dont la prise en compte du REX (signaux faibles) en donnée d'entrée des CF. Les interlocuteurs des inspecteurs leur ont précisé que ce point était abordé dans la trame à suivre pour le déroulement des CF et que cette trame serait incluse dans la note d'organisation locale des CF. Les inspecteurs n'ont pas pu consulter le contenu de cette note le jour de l'inspection car elle était en cours d'évolution.
Je vous demande de me transmettre, dès que celle-ci sera disponible, la dernière version de la note d'organisation locale des comités de formation.
## Observations Sur Le Terrain (Ost)
Le site a identifié une fragilité relative au suivi des OST effectuées par les différents services. Au cours des échanges, il a été confirmé aux inspecteurs que la disparité des outils de saisie (plusieurs services ont leur propre système de comptage), non reliés entre eux, complexifiait la remonté mensuelle et la consolidation des données. Cependant, la mise en place de l'outil unique "MyHR" permettra, selon les membres de la direction du site, une structuration et une réelle simplification du processus. De manière générale l'outil "MyHR", qui doit permettre d'intégrer également la gestion de la formation, de l'embauche et de compiler les données d'entrée alimentant les CF, est présenté par l'exploitant comme un moyen de remettre le manager au cœur de la gestion des compétences.
Je vous demande de me transmettre, sous six mois, un premier bilan de l'utilisation de l'outil
"MyHR" et plus particulièrement des gains constatés en termes de fiabilisation de la remontée et de la comptabilisation des OST.
## C. Observations
Dans le cadre des échanges, les inspecteurs **ont relevé l'absence sur le site de guide et de formation à la** réalisation des OST destinés aux managers. Les interlocuteurs côté SRH et SCF ont précisé qu'aucun besoin de formation sur les OST n'avait été exprimé par les métiers. Les inspecteurs ont pris acte que chaque métier avait ses spécificités et sa propre grille d'observables, et qu'un guide ou une formation générale ne s'avéraient peut être pas nécessaires. Ils considèrent cependant, compte tenu de la fragilité récurrente du site dans le domaine des OST, qu'une attention doit être portée sur le fait que la disparité des outils de saisie n'est peut-être pas la seule cause aux difficultés dans la remonté mensuelle des OST. La qualité et la nature de certains observables ainsi que les modalités de mise en œuvre des OST devraient, le cas échéant, être également questionnées. C1 - L'ASN **estime que ce point relatif à l'accompagnement des managers pour la pratique des** OST mérite la plus grande vigilance de la part du site. Dans le cadre des échanges avec des managers de la Conduite, les inspecteurs ont noté que la répartition des rôles entre les opérateurs de conduite et les opérateurs pilote de tranche faisait l'objet d'évolution. Des évènements significatifs récents ont été des révélateurs sur cette problématique organisationnelle. Les managers de la Conduite ont pleinement conscience qu'une grande vigilance doit être portée sur les attendus des différents rôles et plus particulièrement sur les attendus du poste de pilote de tranche (poste créé dans le cadre du "Noyau de Cohérence Conduite"). Ce poste s'avère encore sensible dans la mesure où certains pilotes de tranche, qui sont des anciens opérateurs de conduite, gardent parfois leur réflexe et leur posture terrain, alors qu'ils doivent être en retrait pour assurer un **rôle de supervision. Ce** positionnement est d'autant plus complexe qu'il peut s'avérer différent selon les situations (conduite normale, conduite incidentelle et accidentelle, "tranche en marche", "arrêt de tranche").
## C2 - L'Asn Estime Que Ce Point Relatif À La Répartition Des Rôles Dans Le Cadre Du Noyau De Cohérence Conduite Mérite La Plus Grande Vigilance De La Part Du Site.
Dans le cadre des échanges avec les managers du service SSQ, les inspecteurs ont noté le REX négatif concernant le cursus d'habilitation de quelques ingénieurs sûreté (IS) qui, pour des raisons diverses, n'ont pas été au bout de leur habilitation. La posture de l'IS vis-à-vis de la Conduite figurait parmi les points d'achoppement. Le chef de service a pris la mesure de ce REX et organise dorénavant des mises en situation de confrontation Chef d'exploitation (CE)/IS. Les inspecteurs considèrent que ces mises en situation constituent une réponse adaptée dans la mesure où la posture d'indépendance des IS est essentielle en regard des enjeux sûreté. Ces exercices de mise en situation devraient pouvoir être systématisés dans le cursus de première habilitation ainsi que dans les cycles de renouvellement d'habilitation. Des OST devraient dans ce contexte être définies. Par ailleurs, le chef de service SSQ a fait part d'un autre REX négatif concernant le déséquilibre qui s'était instauré dans son service en faveur des missions temps réel (programme de vérifications indépendantes notamment) au détriment de missions comme l'appui conseil et l'ingénierie. Ce REX a également été pris en compte au sein du service SSQ.
## C3 - L'Asn Estime Que Ces Deux Rex Relatifs Aux Confrontations Ce/Is Et À L'Équilibre Des Missions Au Sein Du Ssq Méritent La Plus Grande Vigilance De La Part Du Site.
Dans le cadre des échanges avec les managers du service MTE, les inspecteurs ont noté l'absence durable pour raisons médicales de l'appui formation et compétences (AFCO) dans le service. Les interlocuteurs rencontrés confirment que cela constitue un manque réel et que tout était mis en œuvre pour gréer ce poste dans les meilleurs délais. Les inspecteurs sont convaincus des apports de la fonction de l'AFCO et partagent de ce fait la préoccupation du service sur ce point, d'autant plus que le service MTE a un effectif important. Il comporte 6 pôles dont un regroupe à lui seul 28 personnes (à noter que la note d'organisation locale sur l'évaluation des compétences préconise une taille maximale de 20 personnes pour permettre aux managers de première ligne (MPL) de mener une activité d'évaluation dans de bonnes conditions).
## C4 - L'Asn Estime Que Ce Point Relatif À L'Absence D'Un Afco Au Sein Du Mte Mérite La Plus Grande Vigilance De La Part Du Site.
Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé une initiative intéressante au sein du service MTE, qui a consisté à configurer les CF1 non plus par pôle mais par domaine d'activité (projet TEM, projet AT, pluriannuel, intervention, technicien, affaire, méthode…). Un REX positif en a été tiré dans la mesure où cette nouvelle organisation a permis de brasser plus de profils différents par CF1 et également d'y faire participer plus de monde. C5 - L'ASN estime que cette bonne pratique dans l'organisation des CF1 au sein du MTE mérite d'être partagée et discutée au sein du site pour envisager l'éventuel caractère transposable de cette organisation au sein d'autres services.
Les inspecteurs ont analysé le contenu des orientations locales de formation et ont relevé l'usage de elearning pour différents domaines (maîtrise des arrêts, risques FME12**, recyclages "risques électriques",**
préalable à la formation de chargé de surveillance, etc…). Les inspecteurs partagent l'intérêt de ce support de formation mais attirent l'attention du site sur le fait que le e-learning a rencontré un certain nombre de résistances sur d'autres sites du parc avec parfois une remise en cause de la pertinence même de ce mode de formation (formation isolée dépourvue d'échanges, modalité peu efficace car se résumant parfois à des actions de presse bouton, séances parfois longues ne permettant pas aux managers de dégager le temps nécessaire sur le temps de travail…). Les inspecteurs estiment à ce titre que le développement du e-learning doit se faire en parallèle d'un travail d'accompagnement métiers rigoureux et d'une sensibilisation des managers. C6 - L'ASN estime que ce point relatif à l'accompagnement du e-learning mérite la plus grande vigilance de la part du site.
Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, à l'exception des demandes A2 et A3 pour lesquelles le délai est fixé à 3 mois et B4 pour laquelle le délai est fixé à 6 mois, **des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour**
remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du Pôle REP,
Signé par Jean-Marc DEDOURGE |
INSSN-CAE-2020-0919 | DIVISION DE CAEN
Caen, le 24 avril 2020 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-026022 Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50 340 LES PIEUX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Flamanville réacteur 1 : INB 108 Inspection n° INSSN-CAE-2020-0919 Contrôle à distance du dossier de travaux d'arrêt du réacteur 1 Réf. : [1] 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
[2] Courrier EDF D454120005191 du 8 avril 2020 - Synthèse des activités programmées sur l'arrêt 1F0119 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 à distance sur le thème de la programmation des activités de maintenance du réacteur 1 a eu lieu le 8 avril 2020. 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
Dans le cadre de l'arrêt fortuit du réacteur 1 débuté le 18 septembre 2019, vous avez transmis le 4 octobre 2019 à la division de Caen de l'ASN le dossier de présentation d'arrêt prévu au titre 2 de la décision en référence [1]. Vous avez transmis le 18 décembre 2019 une deuxième version de ce dossier prenant en compte les différentes activités que vous réalisiez sur les générateurs de secours à moteur diesel (systèmes LHP et LHQ). Suite à plusieurs évolutions de votre prévisionnel de maintenance, notamment les constats réalisés lors de l'inspection du 2 décembre 2019 dans les bâtiments de la station de pompage et votre décision de décharger la cuve des assemblages combustibles afin de rendre possibles certains travaux nécessaires, le dossier transmis le 18 décembre 2019 ne permettait plus de respecter la décision en référence [1]. Je vous ai demandé le 2 avril 2020 de me transmettre un dossier décrivant les activités prévues sur les équipements importants pour la protection (EIP) au cours de l'arrêt. Vous avez transmis le 8 avril 2020 le dossier en référence [2]. Celui-ci a fait l'objet d'un échange entre vos services et les inspecteurs de la sûreté nucléaire ainsi que les experts de l'institut de radioprotection et de sûreté nucléaire. Le présent courrier comprend notamment les éléments que je vous demande d'intégrer au dossier en référence [2]
afin de permettre son exploitation par nos services telle que le prévoit la décision [1].
Ainsi, au vu des éléments présentés et de l'analyse des documents fournis, les inspecteurs considèrent que l'organisation définie et mise en œuvre par le CNPE pour la programmation des activités de maintenance du réacteur 1 est perfectible. Les inspecteurs reconnaissent que la création d'une organisation adéquate a permis des améliorations notables quant à la maîtrise de la programmation des activités, dans le contexte du prolongement de l'arrêt fortuit. Ils considèrent néanmoins qu'une attention particulière doit être portée à la formalisation de ce programme d'activités, tel que prévu par la décision en référence [1]. De plus, l'exploitant devra veiller au traitement exhaustif des écarts de conformité de son installation avant le redémarrage, et notamment les fuites détectées sur les systèmes de sauvegarde.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Informations Manquantes
L'article 3.1.1 de la décision en référence [1] dispose : « […] si la durée prévisible de l'arrêt du réacteur excède 240 heures, l'exploitant transmet dans les meilleurs délais un dossier décrivant les activités prévues sur les EIP lors de l'arrêt et, à l'issue de l'arrêt, les bilans des activités réalisées sur les EIP, la liste des écarts découverts pendant l'arrêt et l'avancement de leur traitement.»
Le courrier en référence [2] énumère pour chaque périmètre fonctionnel (circuit primaire et de sauvegarde, sources électriques, source froide, confinement et ventilation, contrôle-commande), un par annexe, une liste d'activités prévues sur les EIP pendant l'arrêt. Certains services techniques introduisent ces listes par une synthèse des activités majeures. En effet le niveau de détail du dossier ne permet pas aux inspecteurs d'apprécier les enjeux de certaines activités. Les inspecteurs vous ont indiqué que la rédaction d'une synthèse des activités majeures est nécessaire pour chacune des annexes du dossier en référence [2].
Il a été convenu avec vos représentants et les inspecteurs que certains éléments, non explicitement prévus par la décision en référence [1], étaient nécessaires pour permettre l'exercice de la mission de contrôle par nos services et motivent :
- l'ajout d'une annexe en lien avec les activités prévues pendant le dernier arrêt de réacteur (arrêt pour visite décennale 1VD23 en 2018) et reportées à un prochain arrêt ;
- l'ajout d'une annexe qui comporte la liste des essais périodiques effectués pendant l'arrêt 1F0119
(arrêt en cours) en distinguant ceux qui ont été déjà réalisés avec succès de ceux qui sont programmés.
Je vous demande d'intégrer, avant le 30 avril 2020, au dossier en référence [2]:
- une synthèse des activités majeures pour chacune des annexes ;
- les annexes détaillant les activités reportées à l'issue du dernier arrêt de réacteur et la liste des essais périodiques effectués et à effectuer pendant l'arrêt.
Je vous demande également d'apporter le meilleur soin quant à l'exhaustivité des listes d'activités de ce dossier notamment en ce qui concerne les activités les plus importantes.
## A.2 Motifs Des Activités
Vous précisez pour certaines activités lorsqu'elles relèvent de la résorption d'écarts de conformité (EC) ou lorsqu'elles relèvent d'un retard dans la programmation des interventions. Toutefois, cette précision nécessaire n'est pas toujours rigoureusement apportée. Par exemple :
- l'activité « 1RPR - CONTRÔLE CÂBLAGES TF 19-28 » ne précisait pas qu'il s'agissait de la résorption de l'écart EC 510 ;
- l'activité « DP341: CONTROLE ET OU REMPLACEMEMENT FUSIBLE PUISSANCE »
indique qu'il s'agit de la résorption de l'écart EC 433 alors qu'il s'agit en réalité de l'EC 403.
Les inspecteurs vous ont indiqué la nécessité d'améliorer la qualité de l'information relative aux motifs de l'activité lorsque celle-ci concerne une résorption d'écart ou un retard de maintenance. Je vous demande de vérifier avant le 30 avril 2020 la qualité des informations transcrites dans le dossier en référence [2]. Vous veillerez notamment à bien préciser le motif des activités programmées, lorsqu'elle concerne une résorption d'écart ou un retard de maintenance.
## A.3 Exhaustivité Des Listes D'Activités
Pour certains périmètres fonctionnels, les inspecteurs ont remarqué dans les listes d'activités, l'absence d'informations relatives à certains périmètres d'activités programmées :
- source froide :
o les numéros d'ordre de travaux des activités prévues sur la pompe 1CFI101PO pourtant évoquées comme « majeures » dans la synthèse introductive ;
o l'activité de caractérisation de l'anomalie de différence de pression de l'échangeur RRISEC 1RRI053RF (n° DT 00883052) décidée avant le 6 avril 2020 ;
- confinement et ventilation :
o les activités de réparation définitive du tampon d'accès matériel ;
- contrôle-commande :
o les activités prévues pour la remise en conformité de l'armoire 1KCOAF1CQ (nonconformité vis-à-vis du risque de séisme et, a priori, intervention de remplacement d'éléments) ;
o les activités relatives au traitement de l'événement significatif d'ordre intempestif d'injection de sécurité survenu le 20 septembre 2019 ;
o l'activité de remplacement d'un des quatre tandems CNS/CNI.
Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que le courrier [2] devait être mis à jour afin d'améliorer son exhaustivité. Toutefois les omissions énumérées ci-dessus correspondent à des activités majeures identifiées de longue date. Je vous demande de contrôler, avant le 30 avril 2020, l'exhaustivité des informations contenues dans le dossier en référence [2]. J'ai bien noté que certaines investigations sont toujours en cours pour consolider le planning. Vous veillerez néanmoins à inclure les activités majeures identifiées de longue date.
## A.4 Programmation Des Opérations De Traitement Des Fuites Des Tuyauteries Des Systèmes De Sauvegarde
Vous avez déclaré un évènement significatif le 6 novembre 2019 portant sur les défauts de détection, d'analyse et de traitement de traces de bore sur des équipements du système RIS1. Son analyse a permis d'identifier des insuffisances de votre organisation et de définir des actions d'amélioration.
Vous avez informé l'ASN des résultats de votre récente tournée de la robinetterie consistant en l'examen d'environ 500 équipements identifiés comme sensibles au regard de leur maintenance : vous avez identifié plus de 60 équipements des systèmes de sauvegarde présentant des traces évoquant des dépôts de bore et laissant présumer l'existence d'une fuite depuis leur dernier nettoyage. Seize d'entre eux sont situés à l'intérieur du bâtiment réacteur. Par ailleurs, vous avez identifié plusieurs assemblages boulonnés présentant des écarts aux règles de l'art. Vos analyses n'ont pas permis d'identifier la cause de ces constats et vous amènent à programmer des travaux de maintenance pour des arrêts ultérieurs, sauf en ce qui concerne un assemblage présent sur un échangeur sur lequel vous interviendrez pendant l'arrêt en cours. Compte tenu de l'importance des systèmes de sauvegarde et de la multiplicité des traces précitées, vos représentants ont échangé à plusieurs reprises avec les inspecteurs afin d'expliquer vos analyses et vos décisions, en les justifiant au regard de règles nationales de maintenance et en les argumentant techniquement. De ces multiples échanges, les inspecteurs font les constats suivants :
- En ne réalisant pas d'essai à la pression de service à l'issue d'une opération ayant conduit à ouvrir un assemblage, vous n'avez pas respecté la prescription P20 de la règle nationale de maintenance de remplacement des joints des assemblages sensibles référencée D455032118231 [RNMTPALAM40003] à l'indice 4 : « Pour toutes les interventions d'ouverture d'assemblage boulonné, l'exploitant doit réaliser une requalification intrinsèque comportant au minimum les vérifications de :
o la présence de graisse sur la boulonnerie, o l'étanchéité, par un constat d'absence de fuite à la pression de service.
Nota : en ce qui concerne la requalification de l'étanchéité d'un KD ou d'un DI, on observera qu'un test à la pression de service et sans débit est plus sévère qu'un test en débit, réf. [7]. »
Les inspecteurs considèrent que la situation des réacteurs de Flamanville ne peut pas faire l'objet d'une dérogation à ce document et qu'un essai d'injection avec la cuve ouverte ne peut pas être considéré comme suffisant pour requalifier l'étanchéité des tuyauteries du système RIS. Vos représentants ont indiqué avoir sollicité les services d'ingénierie d'EDF capables d'apporter une démonstration de votre analyse ;
- Les tableaux de caractérisation des fuites de la règle nationale de maintenance de maîtrise des fuites du procédé référencée D455032088766 [RNMTPALAM45006] à l'indice 0 ne font pas la différence entre les fuites d'eau et les fuites d'eau mélangées à de l'acide borique ou de la soude. De plus, l'absence de pression dans les lignes ne permet pas la pleine caractérisation des fuites comme décrit dans cette règle. Les inspecteurs estiment donc qu'une analyse se basant sur l'utilisation de cette règle n'est pas justifiée en l'état et ne permet pas de soutenir une programmation différée de plusieurs années du traitement des fuites considérées ;
- Les essais périodiques des règles générales d'exploitation spécifient un critère d'étanchéité strict ainsi libellé « Fuite sur ligne RIS (contrôle de fuite au niveau de tous les montages entre brides […]) : Absence de fuite » qui ne doit pas être interprété, étant entendu que le contrôle à effectuer ne peut pas être concluant si les assemblages comportent des traces précitées ;
- En ce qui concerne les assemblages du système RIS dans l'enceinte du réacteur et ceux à l'extérieur, les inspecteurs remarquent qu'une aggravation des fuites sera difficile à détecter pendant le fonctionnement du réacteur pour les premiers et aura des conséquences inacceptables au regard des enjeux protégés pour les seconds.
Enfin, compte tenu de la planification des prochaines grandes opérations de maintenance, les inspecteurs considèrent que vous ne pouvez pas différer les travaux nécessaires de traitement de ces fuites et des écarts aux règles d'assemblages des tuyauteries du système RIS. Je vous demande de justifier l'impossibilité d'effectuer un essai à la pression de service telle que le prescrit votre règle nationale de maintenance. Le cas échéant, vous apporterez la démonstration formalisée, avec l'appui de vos services d'ingénierie, du caractère inadapté de la prescription P20 de cette règle. Je vous demande de programmer, pendant l'arrêt 1F0119 en cours, les travaux nécessaires à la garantie de l'étanchéité du système RIS, conformément à vos règles générales d'exploitation. Si ces travaux sont impossibles pour certains équipements, vous en apporterez la justification et procèderez à une analyse de sûreté. Je vous demande également de traiter les constats et, le cas échéant, de remettre en conformité l'étanchéité du système d'aspersion de l'enceinte du réacteur selon les mêmes modalités. Vous me transmettrez également, pour chaque assemblage du système RIS présentant des traces de bore, la date de la dernière intervention ayant conduit à son ouverture. Enfin, au vu de la récurrence de fuites présumées sur ces circuits, je vous demande d'analyser, de caractériser et de traiter les causes profondes de ces constats selon votre processus de gestion des écarts. Vous veillerez notamment à identifier les actions correctives techniques et organisationnelles pour qu'une telle situation ne se reproduise plus.
## B Demande De Compléments
Néant.
## C Observations
En dehors des opérations de traitement des fuites sur les systèmes de sauvegarde, les éléments présentés relatifs à la programmation d'autres activités de maintenance n'appellent pas de demandes complémentaires.
Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, sauf mention spécifique indiquée dans le libellé de la demande, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division par messagerie (voir www.asn.fr) pour convenir d'un délai de réponse. 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 Adrien MANCHON |
INSSN-OLS-2020-0755 | RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
DIVISION D'ORLÉANS
DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2020-030433 Orléans, le 5 juin 2020 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Dampierre-en-Burly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre - INB n° 85 Inspection n° INSSN-OLS-2020-0755 des mois d'avril et de mai 2020 « Inspection Maintenance réacteur n° 4 - COVID »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1] et au vu du contexte sanitaire actuel (Covid-19), l'ASN a choisi d'adapter son dispositif de contrôle du respect de la réglementation pour maintenir un haut niveau d'exigence sans remettre en cause les principes de distanciation sociale indispensables à la limitation du risque de prolifération du virus. Dans ce contexte, une inspection documentaire à distance a été réalisée sur les mois d'avril et de mai 2020 concernant l'arrêt pour visite partielle du réacteur n° 4 du CNPE de Dampierre-en-Burly. Cette inspection à distance s'est principalement orientée sur les activités à enjeux identifiées en amont de l'arrêt par l'ASN. Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
Dans le cadre de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n° 4 du site de Dampierre-en-Burly et dans un contexte épidémiologique lié au covid-19, l'inspection réalisée sur les mois d'avril et de mai 2020 l'a été sur la base d'un examen documentaire à distance. En amont de l'arrêt et dès l'inspection « présentation d'arrêt » n° INSSN-OLS-2019-0846 du 12 novembre 2019, l'ASN a identifié un certain nombre d'activités à enjeux sur lesquelles elle accentuerait ses contrôles. Une fois ces activités réalisées sur le CNPE, l'exploitant a transmis les documents opératoires utilisés par les prestataires ainsi que tout autre document jugé nécessaire à l'ASN locale. Suite à l'examen de ces documents, l'ASN a transmis des demandes complémentaires par courriel. Si les tenants et aboutissants de ces échanges s'avèrent acceptables par l'ASN, ces derniers sont néanmoins mentionnés en observations de la présente lettre de suite. De manière générale, il ressort que le site a su montrer une bonne prise en compte des remarques de l'ASN et les échanges sont restés fluides malgré le contexte sanitaire actuel. Il reste cependant certaines demandes des inspecteurs pour lesquelles les réponses n'ont pas été apportées.
## A Demandes D'Actions Correctives Echange Standard De La Pompe 4Rcv001Po
Parmi les activités à enjeux identifiées en amont de l'arrêt figure l'échange standard de la pompe 4RCV001PO. Afin de contrôler la bonne réalisation des différentes étapes de ce chantier, l'ASN vous a demandé de lui transmettre le dossier de suivi de cette intervention (DSI). Il s'agit d'un document permettant de suivre l'avancement du chantier étape par étape et faisant office de main courante. Cette activité a été sous-traitée et certaines de ses phases doivent faire l'objet d'actions de surveillance de la part d'EDF tel que disposé par l'article 2.2.2 de l'arrêté INB [2] : « *L'exploitant exerce sur les intervenants* extérieurs une surveillance […] ». Ainsi, on retrouve au niveau de ces phases des cases dédiées aux surveillants de terrain afin qu'ils y apposent la date et leur signature. L'ASN a relevé que les dates apposées sur le DSI n'étaient pas cohérentes, notamment en ce qui concerne les actions de surveillance. A titre d'exemple, il est précisé que le chargé de surveillance EDF a réalisé un contrôle de la bonne réalisation d'une activité deux jours avant que cette dernière ne soit réalisée. Après échanges avec le CNPE, il semblerait que le contrôleur technique du dossier a repéré l'absence de datation sur certaines phases du dossier tant de la part du prestataire que du chargé de surveillance EDF. Les dates sur le dossier final transmis à l'ASN ont donc été ajoutées a posteriori et les intervenants ont mal apprécié la temporalité de l'intervention. Le DSI constitue un des éléments techniques du dossier qui doit permettre de s'assurer, a posteriori, de la bonne réalisation de la maintenance des installations tel que demandé à l'article 2.5.1 de l'arrêté [2] pour les éléments importants pour la protection des intérêts (EIP). Un ajout a posteriori, non clairement identifié comme tel et erroné de surcroit, ne doit pas être effectué dans un tel document. Demande A1 **: je vous demande de renforcer votre surveillance sur la complétude et la tenue** des dossiers de suivi d'intervention. **Vous veillerez à clairement identifier (date, signature) les** corrections apportées aux documents opérationnels utilisés lors des chantiers sur EIP et nécessaires au suivi des interventions. Vous me préciserez l'ensemble des actions mises en œuvre en ce sens. L'ASN a également consulté les gammes d'activités de l'intervention de remplacement par échange standard de la pompe 4RCV001PO. L'une des activités concernait le raccordement du circuit d'huile de la nouvelle pompe suite au desserrage des brides du circuit de l'ancienne pompe. Plusieurs points de cette activité n'ont pas été réalisés car, selon la justification présente dans le dossier, il n'était pas nécessaire de desserrer certaines brides. Ceci concerne les brides DN32, DN25 et DN20 du circuit lubrification. En réponse aux interrogations de l'ASN, le CNPE a répondu que finalement seule la bride DN20 n'a pas été desserrée mais que le couple de serrage requis a bien été appliqué sur les brides DN32 et DN25. La gamme d'activité précise que ces desserrages n'ont pas eu lieu et par conséquent il n'y a pas de justification écrite et contrôlable a posteriori que les couples de serrages appliqués sont les bons. Demande A2 **: je vous demande de justifier que les couples de serrage des brides de diamètres** DN32 et DN25 du circuit de lubrification de la pompe 4RCV001PO respectent les critères imposés par votre référentiel. **Faute de justification, vous me proposerez les actions à mettre**
en œuvre pour corriger l'écart.
Tenue structurelle de la charpente métallique des bâtiments électriques Suite à l'inspection « présentation d'arrêt » n° INSSN-OLS-2019-0846 du 12 novembre 2019, l'ASN s'est intéressée au plan d'actions n° 156084. Ce plan d'actions a été édité suite à un contrôle d'EDF vis-à-vis de la tenue structurelle de la charpente métallique présente dans le bâtiment électrique associé au réacteur n° 4. Un certain nombre de constats ont été identifiés et ces derniers ont été caractérisés par EDF afin de déterminer leur nocivité vis-à-vis de la tenue structurelle, notamment sous séisme. Une partie de ces constats pouvaient remettre en cause la tenue structurelle et EDF a prévu de les corriger lors de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n° 4 en 2020. La justification du traitement effectif de ces constats a été demandée dans le cadre du contrôle à distance réalisé par l'ASN. Le CNPE de Dampierre a donc transmis les rapports d'interventions de contrôle et de traitement des constats identifiés comme problématiques. Selon l'analyse de nocivité réalisée par EDF, certaines insuffisances de filetage ne permettent pas d'assurer une reprise des efforts efficiente mais ces cas restant isolés sur les ensembles assemblés, cela permet d'assurer la tenue structurelle à moyen terme. L'ASN a donc demandé si une analyse de tenue globale de la charpente malgré ces défauts avait été réalisée. Le CNPE a répondu que ce passage de l'analyse était effectivement à approfondir pour valoriser le fait que les ensembles boulons / écrous soient toujours solidaires et soient à même de reprendre les seuls efforts de cisaillement qui leur sont appliqués. La tenue structurelle de l'ouvrage n'est donc pas remise en cause mais l'analyse de nocivité devra être mise à jour en conséquence. De plus, il a été constaté par l'ASN qu'un défaut (la déformation d'un boulon) avait été associé à une insuffisance de filetage sans impact. Suite à cette remarque, le CNPE a reconsidéré ce défaut en constat négatif et l'analyse de nocivité devra être encore une fois mise à jour en conséquence. Demande A3 : je vous demande de mettre à jour l'analyse de nocivité **identifiée ci-dessus.** Vous me la transmettrez une fois réalisée. Enfin, des photographies étaient associées aux anomalies constatées dans le rapport de contrôle mais certaines anomalies identifiables sur ces photographies n'avaient pas été recensées. L'ASN a donc demandé un certain nombre de justifications de la non-prise en compte de ces défauts (par exemple, un boulon manquant qui n'apparait pas dans la liste des défauts repérés sur une photographie). EDF a apporté des justifications jugées satisfaisantes lors de ce contrôle réalisé par sondage.
3
## 4 B Demandes De Compléments D'Information Remplacement Des Connecteurs Des Thermocouples Ric (Instrumentation Interne Du Cœur)
L'objectif de cette modification matérielle est de remplacer la connectique de certains thermocouples RIC afin d'augmenter le nombre de thermocouples de réserves affectables à l'ébulliomètre et d'affecter des thermocouples à partir de la réserve reconstituée sur le réacteur n° 4 du CNPE de Dampierre lors de sa visite partielle en cours. Ainsi la solution technique consistait à remplacer la connectique de 7 thermocouples afin : - de disposer de connectiques qualifiées pour les thermocouples 4 RIC 025, 026 et 037 MT ; - de recouvrer une mesure totalement fonctionnelle sur les 4 RIC 018, 023, 027 et 042 MT qui les rend à nouveau affectables à l'ébulliomètre.
Lors de l'arrêt du réacteur n° 4 du CNPE de Dampierre, certaines difficultés se sont présentées lors du chantier : - les thermocouples suivants se sont cassés dans le conduit :
o 4 RIC 026 MT : il était prévu d'être affecté à la réserve ;
o 4 RIC 042 MT : il était prévu d'être affecté à l'ébulliomètre voie A.
- Connectique qualifiée : les remplacements prévus ont été réalisés avec succès, mais la requalification n'a pas été validée compte tenu de défauts d'isolement sur les thermocouples suivants :
o 4 RIC 018 MT : il était prévu d'être affecté à la réserve ;
o 4 RIC 023 MT : ce thermocouple était prévu d'être éligible à la réserve (+ 1 potentiel).
A la demande de l'ASN, le CNPE a transmis les documents opérationnels de suivi de cette intervention. Le premier constat relevé par l'ASN concerne les actions de surveillance réalisées. En effet, le dossier transmis présente plusieurs phases de l'activité pour lesquelles une action de surveillance est attendue. Une partie de ces activités normalement surveillées par EDF n'ont pas été réalisées du fait de l'échec des phases précédentes (par exemple, l'activité de remplacement d'un thermocouple est stoppée si ce dernier se casse dans le conduit sans extraction possible). Or, à la lecture du dossier a posteriori, les actions de surveillance de ces activités non réalisées ont quant à elles bien été signées. Le CNPE a justifié qu'il s'agissait de signatures maladroitement apposées, l'intervenant EDF souhaitant confirmer que les activités n'avaient effectivement pas eu lieu. Cette situation pourrait également laisser à penser que certaines phases ont été validées par avance par la surveillance. Cette pratique ne respecte pas les règles de qualité applicables aux **dossiers opérationnels** et ce cas renforce la demande A1 **de la présente lettre concernant la complétude des dossiers de** suivi d'intervention**, leur qualité et le contrôle qui est effectué par EDF.** Après une demande de complément, le CNPE a transmis des fiches de constats ouvertes lors de ce chantier. Comme précisé ci-dessus, certains thermocouples ont été cassés lors de cette intervention. Les fiches de constats transmises s'appuient sur le dossier de réalisation des travaux pour justifier l'application d'un effort de traction qui pourrait potentiellement amener la rupture du thermocouple. Après réception de l'accord de vos services centraux, vous avez autorisé les intervenants à appliquer ces efforts de traction. Demande B1 : je vous demande de justifier que le risque de rupture d'un thermocouple était bien identifié et anticipé. Vous me préciserez l'analyse d'impact de la rupture d'un thermocouple dans son conduit (au-delà de son indisponibilité). Vous me transmettrez également la position de vos services centraux lorsque ces derniers ont été sollicités.
Si certains thermocouples se sont cassés, d'autres n'ont pas pu être introduits. Dans les deux cas, le CNPE a décidé de boucher ces conduits à l'aide de bouchons. Demande B2 **: je vous demande de justifier la bonne réalisation de la pose de ces bouchons** et de me transmettre les contrôles d'étanchéité réalisés. Conformément à la demande de l'ASN, le CNPE a également transmis une analyse globale d'impact de cette modification, attendu qu'elle ne s'est pas déroulée comme prévue. L'un des thermocouples affecté à l'ébulliomètre (TC 42) a été remplacé par un thermocouple initialement en réserve (TC 22) mais les documents transmis ne permettent pas de juger si les critères de ce thermocouple de réserve sont satisfaisants pour une affectation à l'ébulliomètre. Demande B3 **: je vous demande de justifier que les critères d'affectation à l'ébulliomètre sont** satisfaits par les **valeurs relevées sur le thermocouple 4RIC022MT.** Comme précisé dans votre analyse, il est prévu par conception que les thermocouples cœur affectés à l'ébulliomètre puissent être différents de ceux prévus à la conception (configuration standard). Pour autant, le changement d'affectation de ces thermocouples doit être enregistré afin de s'assurer en permanence que l'ébulliomètre dispose sur chacune de ses voies d'une vision cœur correcte. A ce jour, vous respectez les spécifications techniques d'exploitation mais l'ASN s'interroge sur la représentativité des mesures si deux thermocouples d'une même voie de l'ébulliomètre sont très proches géographiquement dans le cœur (cas des thermocouples 4RIC020 et 022MT). Demande B4 : **je vous demande de me transmettre les documents mentionnant les**
thermocouples affectés à l'ébulliomètre mi**s à jour.**
Demande B5 **: je vous demande de justifier que la situation géographique des thermocouples** 4RIC020 et 022MT permet une vision cœur correcte.
## Pnpp1126 - Réfection Du Pont Polaire
Le CNPE de Dampierre profite de cet arrêt 2020 pour visite partielle pour traiter l'obsolescence d'une partie des composants du pont polaire situé dans le bâtiment du réacteur n° 4. En effet, certains pièces ou composants électriques ne sont plus utilisés et d'autres sont obsolètes ou d'une ancienne technologie ne permettant pas un réapprovisionnement des pièces de rechange. Lors de cette inspection documentaire à distance, l'ASN a consulté les relevés d'exécution d'essais des différents tests de conformité du pont polaire. Plusieurs rapports de non-conformité ont été établis suite à ces différents tests car les valeurs obtenues n'étaient pas à l'attendu. Tous ces rapports ont fait l'objet d'une justification de la conformité des valeurs obtenues mais sur la base d'un argumentaire jugé insuffisant par l'ASN. C'est le cas notamment des rapports de nonconformité n° 24920, 28971, 28972 et 28973 qui mentionnent la présence de différents moteurs, dalle anti-missile, chaînes cinématiques ou encore des erreurs par rapport à la documentation présente sur site. Demande B6 : je vous demande de m'**apporter les éléments techniques (avis constructeur,** hypothèse de calculs et nouvelles fourchettes de valeurs calculées selon la configuration moteur, poids de charge ou chaîne cinématique utilisés) permettant de statuer sur la conformité des valeurs obtenues.
## Remplacement D'Un Tube Guide De Grappe
Sur certains réacteurs de 900MWe, il est parfois constaté une dérive lente, au fur et à mesure des cycles, du temps de chute de la grappe qui se situe près d'une tubulure de sortie cuve. Cette dérive ne résulte pas d'une usure constatée, mais plutôt de l'hypothèse d'une situation de « placage » de la grappe sur le guide de grappe pouvant modifier les surfaces de contact et conduire au ralentissement de la chute de la grappe. Ce phénomène est donc attribué au guide de grappe et un remplacement de celui-ci permet de revenir aux valeurs d'origine. Le CNPE de Dampierre a décidé de procéder à cette opération de maintenance lors de l'arrêt pour visite partielle 2020 du réacteur n° 4. Dans le cadre de cette inspection à distance, les documents opératoires ont été examinés par l'ASN. Cependant, un certain nombre de réponses à des demandes complémentaires n'ont pas été apportées à ce jour. Il s'agit notamment des demandes concernant l'aspect radioprotection de ce chantier : - pour quelle raison l'évaluation dosimétrique prévisionnelle (EDPo-RP) n'a-t-elle pas été réalisée ? - comment justifiez-vous l'écart de + 48% par rapport au prévisionnel de dose intégrée sur ce chantier ?
- pour quelles raisons les documents Framatome transmis afférents à la radioprotection ne sont pas renseignés ?
- pourriez-vous me transmettre la dérogation quant à l'utilisation de la tarlatane en zone contrôlée ? - est-ce que le pont polaire était requalifié au moment de son utilisation ? - quelle suite a donné EDF à la fiche FA 20DA4001 réalisée par Orano ? Demande B7 : je vous **demande d'apporter les réponses aux questions posées par courriel du** 18 mai 2020 sur ce dossier.
## C Observations C1 - Demande De Modification Temporaire (Dmt) Des Spécifications Techniques D'Exploitation (Ste)
Sur l'arrêt du réacteur n° 4 actuellement en cours, le service en charge de la conduite a mis en œuvre plusieurs DMT STE autorisées par l'ASN ou soumises à déclaration. Ces DMT permettent de déroger aux règles générales d'exploitation tout en maintenant un niveau de sûreté des installations adéquat. Dans le cadre, des mesures préalables à l'intervention et des mesures compensatoires pendant l'intervention sont à mettre en œuvre par l'exploitant. L'ASN a notamment réalisé un contrôle par sondage du respect de ces mesures compensatoires. La première DMT concernait la coupure temporaire électrique d'une voie afin de réaliser des opérations de maintenance préventive. Le respect des mesures compensatoires a été contrôlé lors de l'inspection n° INSSN-OLS-2020-0936 du 7 mai 2020 sur site. Des demandes de compléments figurent dans la lettre de suite associée. La seconde DMT contrôlée concernait la coupure temporaire du système d'air comprimé. Le CNPE a ainsi transmis les modes de preuve attestant la fermeture effective de certains organes tel qu'exigé dans la DMT, la circulation d'air filtrée par un piège à iode dont les performances sont avérées, un niveau d'eau satisfaisant dans une bâche de refroidissement et l'opérabilité d'organes nécessaires en cas d'aléas. Sur la base de cet examen, l'ASN a jugé satisfaisant le déroulement de cette DMT. La troisième DMT contrôlée concernait le renforcement d'un ancrage d'une tuyauterie SEC. Le respect de la mise en œuvre des mesures compensatoires a été contrôlé lors de l'inspection n° INSSNOLS-2020-0936 du 7 mai 2020 sur site. Des demandes de compléments figurent dans la lettre de suite associée. Lors de son contrôle à distance, l'ASN a notamment examiné l'applicabilité des hypothèses de calculs quant à l'acceptabilité de recourir à cette DMT car elle était initialement prévue en hiver et la température extérieure était à prendre en compte. Des demandes de justifications concernant le programme de surveillance, les fiches de surveillance, les fiches de non-conformité associées ainsi que sur des aspects techniques du dossier de suivi d'intervention ont également été demandées. Les réponses apportées par le CNPE ont été jugées satisfaisantes par l'ASN.
## C2 - Ancrage Protection Incendie Groupe Motopompe Primaire 2 (Gmpp2) Br 4
Lors du remplacement des bouteilles CO2 de la protection incendie du GMPP2, un contrôle de la bonne tenue au séisme de l'installation a été réalisé en 2018. Il a fait apparaître qu'une des vis du cadre de support des bouteilles n'était pas serrée et que le béton était décollé. La vis est située sur une platine de 4 vis et les 3 autres vis sont bien serrées mais le CNPE s'était engagé à procéder à sa réparation sur l'arrêt suivant soit en 2020. L'ASN note que cet ancrage est dorénavant conforme.
## C3 - Contrôle De L'Intégrité Des Châssis Et Supports Des Détecteurs Sebim Sur Dampierre 4
Dans le cadre du contrôle à distance de l'ASN, le CNPE a transmis un bilan des contrôles réalisés concernant l'intégrité des châssis et supports des détecteurs SEBIM associés au réacteur n° 4 de Dampierre, photographies à l'appui. L'ASN note que les châssis et supports des détecteurs SEBIM de Dampierre 4 sont conformes.
7
## C4 - Fiches De Suivi D'Indication Et Dossiers De Traitement D'Un Écart
De nombreuses fiches de suivi d'indication et dossiers de traitement d'un écart associés ont été instruits par l'ASN lors de cette période d'arrêt. Malgré la crise sanitaire en cours, l'ASN tient à souligner que la transmission et les échanges concernant ces dossiers sont restés fluides et de qualité.
## C5 - Pnpp1632 - Fiabilisation Du Boremètre Ren
Dans le cadre du contrôle à distance de l'ASN, le CNPE a transmis les procès-verbaux de requalification de la modification PNPP1632 - fiabilisation du boremètre REN. L'ASN note que la modification a été intégrée sur l'arrêt conformément à l'attendu.
## C6 - Pnpp1870 - Robustesse Sismique U5 - Clapet Et Support Tuyauterie Intérieur Br
L'une des modifications matérielles prévue d'être intégrée sur l'arrêt 2020 était le renforcement du dispositif U5, filtre de décompression de l'enceinte en cas d'accident grave, afin d'améliorer sa robustesse sous contrainte sismique. Ces renforcements au niveau du clapet et du support ont fait l'objet d'essais fonctionnels afin de valider leur aptitude à fonctionner. Afin de le justifier, le CNPE a transmis à l'ASN les documents opératoires utilisés lors de ces essais. Des échanges ont eu lieu avec l'ASN notamment sur l'outillage métrologique utilisé, le traitement des constats négatifs relevés par les intervenants extérieurs, la conformité au plan et l'acceptabilité des résultats mesurés. L'ASN a jugé satisfaisantes les réponses apportées dans le cadre de cet examen.
## C7 - Pnrl1883 - Vérification Et Mise En Conformité Des Bornes Wago Du Coffret Lne360Cr
Après consultation de la gamme d'intervention de la vérification et de la mise en conformité des bornes WAGO du coffret 4LNE360CR et après échange avec le CNPE, l'ASN note que cette activité a été réalisée conformément à l'attendu.
## C8 - Task Force 18/49 Goujonnerie Des Liaisonnements Actionneur-Vannes Ety Et Eba
Après consultation des dossiers de réalisation de travaux et dossiers de suivi d'intervention associés au remplacement de la goujonnerie des liaisonnements actionneur-vannes ETY et EBA, l'ASN n'a pas formulé de remarque et ces interventions ont été réalisées conformément à l'attendu.
##
Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, sauf mention spécifique indiquée dans le libellé de la demande, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division par messagerie (voir www.asn.fr) pour convenir d'un délai de réponse partagé. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'Adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par Christian RON
9 |
INSSN-CAE-2020-0174 | DIVISION DE CAEN
A Caen, le 20 mars 202020 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-022189 Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Paluel INB n°103, 104, 114 et 115 Inspection n° INSSN-CAE-2020-0174 du jeudi 5 mars 2020 Thème organisation et moyens de crise 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 jeudi 5 mars 2020 au CNPE de Paluel sur le thème de l'organisation et des 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 en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du jeudi 5 mars 2020 a concerné l'organisation de crise mise en œuvre par le CNPE de Paluel telle que décrite dans son Plan d'Urgence Interne (PUI) ainsi que la gestion des moyens de crise associés à cette activité. Les inspecteurs ont, dans un premier temps, analysé la gestion du sous-processus
« Maîtriser les situations de crise » par le CNPE, puis ils ont contrôlé par sondage le suivi des relations avec les organismes extérieurs qui interviennent en situation de crise. Enfin, les moyens humains, les formations les exercices ainsi que les moyens matériels nécessaires à la gestion de crise ont été contrôlés par sondage. Les inspecteurs ont constaté que l'organisation en place pour gérer le sous-processus
« SP3.PUI : Maîtriser les situations de crise » est globalement bien gérée, en particulier pour le suivi des habilitations des agents, la planification et la gestion du retour d'expérience des exercices ainsi que pour la maîtrise du référentiel issu des directives internes nationales d'EDF. Les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment de sécurité et ont assisté à des mises en situation visant à contrôler la bonne mise en service de « moyens locaux de crise » ainsi que la mise en œuvre des obturateurs gonflables sur les émissaires de rejet des canalisations du réseau d'eau pluviale. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour la gestion de crise apparaît satisfaisante. Toutefois l'exploitant devra renforcer les modalités de gestion de la documentation applicable pour la gestion de crise afin d'assurer que les documents mis à la disposition des intervenants sont toujours à jour et facilement accessibles.
## A Demandes D'Actions Correctives Locaux De Gestion De Crise
L'article 7.5 .de la décision ASN 2017-DC-0592 dispose que « la documentation spécifique utilisée par les équipiers de crise pour chacune des fonctions PUI est disponible dans les locaux de gestion des situations d'urgence et autres lieux d'utilisation ». Les inspecteurs ont visité le Bâtiment De Sécurité (BDS). Ils y ont contrôlé, par sondage, la documentation présente et requise pour la gestion de crise. Ils ont constaté que l'ergonomie des postes de travail ne permettait pas un accès aisé et sûr aux différents documents (identification difficile de certains classeurs lorsqu'ils sont dans les armoires avec différents formats de documents, contenu de certains classeurs peut visible). Cette situation est de nature à rendre plus difficile l'accès aux documents opérationnels et ainsi à fragiliser les actions des agents en charge de la gestion de crise dans les différents postes de commandement.
## A.1 Je Vous Demande De Revoir L'Organisation Du Bds Afin D'Améliorer L'Accessibilité Aux Documents De Gestion De Crise.
La prescription 113 du Plan d'urgence interne (PUI) dispose que : « Le site dispose d'annuaire(s) téléphonique(s) regroupant l'ensemble des coordonnées actualisés des téléphones et autres moyens de transmission de données nécessaires à la gestion de la crise. Le site vérifie périodiquement les coordonnées téléphoniques des acteurs externes locaux. Il fournit les numéros à utiliser en cas de crise aux organismes extérieurs. » Les inspecteurs ont constaté que, parmi les documents requis dans le référentiel documentaire du BDS, tous n'étaient pas gérés en assurance qualité et n'étaient pas à jour (en particulier l'annuaire des correspondants à la sécurité des CNPE pour les transports de matière dangereuse). A.2 Je vous demande de passer en revue l'ensemble de la documentation de gestion de crise afin de vous assurer qu'elle est gérée sous assurance qualité. En particulier, vous vous assurerez que l'ensemble des notes en application de la prescription 113 du PUI est à jour.
Les inspecteurs ont visité le véhicule PCOM destiné à accueillir le commandement du service départemental d'incendie et de secours lors des événements survenant sur site. Ils ont noté la présence d'une infiltration d'eau importante à l'intérieur du véhicule. Les inspecteurs ont relevé que la documentation applicable à jour était effectivement présente dans le véhicule. Par contre, ils ont noté la présence dans des pochettes directement accessibles sur les cloisons du véhicule de documents qui n'étaient pas à jour :
- des extractions de plans du Document d'Orientation Intervention et Secours (DOIS) qui n'étaient pas ceux au dernier indice ;
- une procédure référencée D5310ETSE290, datée de 2013, qui a été supprimé de votre système de management intégré.
A.3 Je vous demande de revoir votre organisation pour la maîtrise des documents applicables qui sont mis à la disposition des intervenants afin de garantir l'absence de risque d'utilisation de documents erronés. Vous m'informerez des évolutions que vous aurez décidées. Vous m'informerez également du traitement de l'infiltration d'eau dans le véhicule PCOM.
## Organisation De Crise
La prescription n°141 du PUI dispose que « chaque site établit une synthèse annuelle présentant son diagnostic sur son organisation (bonnes pratiques, faiblesses) et son positionnement sur le respect des exigences réglementaires ».
Vos représentants ont transmis les bilans annuels établis concernant les exercices et les mises en situation ainsi que les comptes rendus de revue de processus. Ces éléments ne couvrent pas l'ensemble de l'activité gestion crise. En particulier, le suivi des matériels, des locaux, la gestion des agents ne sont pas abordés de façon systématique et le positionnement vis-à-vis de la conformité réglementaire de l'activité n'est pas formalisé.
## A.4 Je Vous Demande De Revoir Votre Organisation Afin D'Établir Une Synthèse Annuelle Conforme À La Prescription 141 Du Pui. Moyens Matériels De Gestion De Crise
La prescription 116 du PUI dispose que : « Le site met en place une liste d'inventaire et une vérification périodique garantissant dans le temps la présence et la disponibilité des équipements nécessaires dans les locaux de regroupement, les locaux de gestion des situations d'urgence, le local de repli. … » La liste des MLC requis pour le CNPE de Paluel est prescrite au travers d'une directive interne (DI 115 Gestion des matériels locaux de crise référencée D45550.34 - 08/4957) établie par les services centraux d'EDF. Le CNPE de Paluel a rédigé le document « Instruction de sûreté, matériels de sûreté et matériels mobiles PUI tranches 1, 2, 3 et 4 » référencé D453809310678 afin de décliner localement les exigences de la DI115. La liste de la note locale ne correspond pas exactement à celle de la DI 115. A titre d'exemple, les manchettes REN de réinjection sont des dispositifs fixes sur le CNPE de Paluel et ne sont donc pas considérées comme des moyens locaux de crise. Les moyens de lutte contre l'inondation ne sont pas requis sur le CNPE de Paluel, mais cette justification est portée par une note distincte. Vos collaborateurs ont justifié les écarts. Il conviendrait cependant que ces éléments figurent dans la note locale dans un paragraphe dédié.
## A.5 Je Vous Demande D'Intégrer Un Paragraphe De Justification De La Complétude De La Liste Des Mlc Du Cnpe De Paluel Lors De La Prochaine Mise À Jour De La Note D453809310678.
Les inspecteurs ont analysé les bilans des contrôles périodiques effectués sur la ventilation du BDS. Un défaut récurrent est signalé depuis plusieurs mois (au moins depuis le mois de février 2019) concernant la présence d'une alarme relative à un défaut de position d'un clapet coupe-feu. Vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier l'impact de cet écart sur les performances de la ventilation du BDS, ni d'indiquer quand la réparation serait effectuée. Concernant les contrôles périodiques du groupe électrogène de secours du BDS, vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter les gammes renseignées pour deux contrôles périodiques mensuels. De plus, les inspecteurs ont noté qu'un défaut récurrent sur le détecteur de fuite de la cuve à fuel du groupe a été signalé pendant plusieurs mois avant d'être finalement corrigé. A.6 Je vous demande d'analyser les causes profondes ayant conduit à ces constats et de revoir votre organisation en place pour le suivi des essais périodiques réalisés au BDS. Vous m'informerez de ces évolutions.
A.7 Je vous demande de me transmettre l'analyse d'impact du défaut persistant sur l'alarme de position du clapet coupe-feu et de corriger ce défaut.
Les inspecteurs ont réalisé des mises en situation consistant à mettre en œuvre des moyens locaux de crise (MLC). Il s'agissait du MLC 16 « alimentation autonomes des soupapes SEBIM RCP » et MLC 18 « détecteur de débit d'équivalent de dose gamma ». Ces actions se sont globalement bien déroulées. Vos représentants ont indiqué que le MLC 18, qui est constitué d'une sonde de mesure de débit d'équivalent de dose, avait été associé à une station « SAGA » afin de pouvoir compléter la mesure de l'ambiance radiologique par une signalisation sonore et lumineuse enclenchée en cas de dépassement d'un seuil. La gamme de mise en place du MLC 18 référencée GERP00382 en date du 04.03.2019 a été modifiée en conséquence pour intégrer la station SAGA. La gamme ne précise pas sur quel type de réseau électrique il faut connecter la station SAGA (secouru ou non) et vos représentants ont découvert en fin de mise en situation que la station disposait d'une alimentation électrique autonome.
## A.8 Je Vous Demande De Compléter La Procédure Locale De Prévention « Mise En Place Du Mlc 18 » Afin De Préciser Les Actions Liées À L'Alimentation Électrique De La Station Saga Ainsi Que De Prévoir Les Informations Des Personnels Concernés.
Les inspecteurs se sont déplacés au niveau du dispositif de déclenchement de l'obturateur 0SEO 001 JV qui permet de confiner une partie du réseau d'eau pluviale de l'émissaire ouest en cas de pollution. Ils ont constaté que les actions prévues suite à l'événement intéressant l'environnement (ASE 2019.0044) avaient été déployées, dont la modification matérielle visant à mettre en place une protection amovible antidéréglage des vannes ainsi que la mise à jour de la consigne pour la mise en service des obturateurs SEO
et la mise à jour du document d'orientation d'intervention et secours (DOIS). L'agent du service conduite qui est venu présenter les actions de mise en service de l'obturateur 0SEO001JV a décliné les actions qu'il devait réaliser en omettant une étape (ouverture d'un robinet). Il a pourtant indiqué avoir suivi une formation sur la nouvelle procédure. A.9 Je vous demande de compléter les actions de formation auprès du personnel en charge de la mise en service des obturateurs gonflables SEO afin d'assurer la bonne application de la nouvelle consigne.
## B Compléments D'Information Organisation
L'organisation en place pour la gestion des ressources humaines affectées à l'organisation de crise est gérée par chaque service qui a en charge de traiter les habilitations du personnel qui lui est affecté. Les personnes en charge de la gestion du sous-processus « SP3.PUI : Maîtriser les situations de crise » ont pour mission de définir le cadre applicable pour gérer les agents du CNPE qui interviennent en gestion de crise (exigences attendues pour les habilitations, règles pour le recyclage, …). Il ressort que les agents en charge de la gestion du sous-processus ne disposent pas d'une vision précise et exhaustive de la situation et en particulier qu'ils ne peuvent pas élaborer des indicateurs représentatifs sur ces thématiques. B.1 Je vous demande d'analyser cette situation et de revoir l'organisation pour être à même d'élaborer des indicateurs représentatifs de l'activité en particulier vis-à-vis de la thématique gestion et habilitation du personnel. Vous m'indiquerez également si vous identifiez d'autres thématiques qui sont concernées par ce même constat pour la gestion de crise.
Interrogé sur les modalités applicables pour les mises à jour des documents du référentiel de gestion de crise, vos représentants ont indiqué que seuls les services centraux d'EDF décidaient in fine d'une mise à jour. Lorsque le CNPE identifie un besoin de faire évoluer un document il rédige une fiche d'adaptation (FA) à destination des services centraux qui statuent sur la suite à donner à la demande. La FA 2019.6006 du 23/04/2019 relative à une demande de mise à jour du « message confinement de PCL2 en PUI SR et SACA » du fait de la mise en service de nouvelles voies de mesure radiologiques à la suite d'une modification mise en œuvre dans le cadre des visites décennales a ainsi été rédigée. Les services centraux analysent le bien-fondé de la demande, ainsi que l'urgence de la mise à jour à la réception de la FA. Concernant la FA citée ci-dessus, la décision de vos services centraux et d'intégrer cette mise à jour une fois que tous les réacteurs du palier P4 auront effectué leur visite décennale. Ainsi, le CNPE de Paluel devra pendant plusieurs années utiliser un document qui n'est pas adapté aux spécificités locales. Dans cette attente, une information par mail a été réalisée auprès des agents en charge d'assurer cette partie de la gestion de crise. Ce support de transmission d'information n'est pas adapté pour des consignes temporaires qui seront applicables sur des durées aussi longues. B.2 Je vous demande de revoir la procédure de révision des documents opérationnels de gestion de crise afin de renforcer la passation de consignes temporaires ainsi que la définition d'une date pour la mise à jour des documents. Vous m'informerez des nouvelles dispositions mises en œuvre.
L'article 5.4.de la décision ASN 2017-DC-0592 dispose que « Les conventions mentionnées à l'article 7.5 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé sont testées au moins une fois tous les cinq ans et une concertation avec les signataires a lieu une fois par an. » L'analyse des conventions applicables que le CNPE de Paluel a établies avec les entités extérieures montre que certaines sont gérées par les services centraux d'EDF (exemple de la convention avec l'hôpital de Percy). De ce fait, vos représentants n'ont pas été en mesure de démontrer le respect de l'exigence de l'article 5.4. de la décision de l'ASN citée ci-dessus.
## B.3 Je Vous Demande D'Analyser Les Modalités Pratiques À Mettre En Œuvre Afin De Respecter Les Exigences De L'Article 5.4. De La Décision Asn De 2017 Pour L'Ensemble Des Conventions Applicables En Matière De Gestion De Crise.
La convention applicable entre le CNPE de Paluel et le service départemental d'incendie et de secours de la Seine-Maritime référencée PCDIR009 prévoit au 2 de l'article 5 l'existence d'un Plan Interne d'Etablissement Répertorié (PIER). Ce document complète le Plan d'Etablissement Répertorié cité au 1 de l'article 5 et a pour vocation de collecter des documents opérationnels potentiellement nécessaires au SDIS. De plus, il est indiqué dans la convention que le PIER doit être révisé tous les trois ans. Vos représentants n'ont pas été en mesure de démontrer que le PIER était géré selon des modalités d'assurance de la qualité telles que la tenue à jour d'une liste des documents applicables ni que le PIER a bien fait l'objet d'une révision périodique tous les trois ans. Au cours des échanges ils ont finalement indiqué que le PIER n'était plus utilisé.
La convention avec le SDIS doit être mise à jour pour le 1er avril 2020 conformément à l'exigence de l'article 3.1 de la décision ASN 2017-DC-0592 qui fixe une périodicité maximale de cinq ans.
## B.4 Je Vous Demande De Revoir Les Dispositions Applicables Pour Le Pier Prévu À L'Article 5 De La Convention Cnpe Sdis Et De Me Transmettre La Mise À Jour De La Convention Prévue Au Premier Semestre 2020.
La prescription numéro 5 du PUI dispose que « Le site rédige une convention d'information avec la Préfecture. Cette convention précise a minima :
- La nature des informations que le site transmet à la Préfecture en cas d'événement portant atteinte à la sécurité des personnes, la sûreté des installations ou l'environnement.
- Le délai maximum de transmission de ces données à partir de l'événement. - Les informations que la Préfecture transmet au site (bulletin de crues, bulletin d'alerte météorologique, nuage toxique, manifestation, incident externe pouvant impacter le site, etc.).
La convention d'information CNPE - Préfecture précise que la Préfecture ou le CODIS sont tenus d'informer le CNPE
lors de tout dégagement toxique suite à un incident ou accident hors site. La convention précise le niveau de délégation accordé par la Préfecture au CNPE dans le déclenchement de l'alerte PPI en mode réflexe. » L'analyse de la convention entre le CNPE de Paluel et la préfecture de la Seine-Maritime référencée D5310PCDIR044 montre qu'il n'existe pas de délai maximum fixé pour la transmission des informations à la préfecture mais la mention « aussi rapidement que possible ». B.5 Je vous demande de réfléchir à la possibilité de prévoir dans la convention avec la préfecture un délai maximum pour la transmission des informations.
## Moyens Matériels De Gestion De Crise
Les inspecteurs ont analysé les contrôles périodiques réalisés sur plusieurs MLC. Ils ont noté que les essais effectués sur les préleveurs aérosols des « camions PUI » prévoyaient le contrôle du débit d'air de la pompe de prélèvement. La valeur « objectif » est fixée à 1000 m3/h sans que ne soit définie une tolérance associée. Les inspecteurs ont noté dans les gammes renseignées que les débits effectivement mesuré pouvaient varier notablement (876 m3/h) sans que vos représentants puissent justifier que ces valeurs soient recevables. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage les essais périodiques des compresseurs mobiles d'air comprimé 0 SAP 004 et 005 CO (MLC 17). Ils ont observé que lors des deux derniers essais périodiques concernant ces deux équipements, la valeur de pression de coupure des compresseurs était supérieure au seuil fixé de coupure sur pression haute sans que ne soient précisées dans la gamme les mesures correctives mises en œuvre. B.6 Je vous demande de compléter les gammes d'essai périodique afin de définir une tolérance en complément de la valeur objectif pour le contrôle du débit d'air des préleveurs aérosols, et de mettre en œuvre des actions correctives en cas de dépassement de seuils fixés par les gammes d'essais périodiques. Vous analyserez les gammes d'essais des autres MLC afin d'identifier si des cas similaires existent. Vous me transmettrez les gammes modifiées.
## C Observations Sans Objet
Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, 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. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division par messagerie (voir www.asn.fr) pour convenir d'un délai de réponse partagé. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division, |
INSSN-CAE-2020-0154 | DIVISION DE CAEN
A Caen, le 28 février 2020 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-019006 Monsieur le Chef d'aménagement du site des Monts d'Arrée BP n°3 La feuillée 29 218 HUELGOAT
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Site EDF des Monts d'Arrée (BRENNILIS - EL4D) - INB N° 162 Inspection n° INSSN-CAE-2020-0154 du 11 février 2020 Suivi de chantier Réf. : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V Monsieur, 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 11 février 2020 sur le site EDF des Monts d'Arrée, portant sur le suivi des chantiers en cours. 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 février 2020 avait pour objet le suivi du chantier de prélèvements dans le bloc réacteur (BR) du site EDF des Monts d'Arrée. Les inspecteurs ont vérifié l'application des règles de sûreté et de radioprotection ainsi que la surveillance exercée par EDF sur les intervenants extérieurs mobilisés pour ces opérations. En outre, les inspecteurs ont examiné le respect des engagements pris envers l'ASN. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour assurer la maîtrise du chantier des prélèvements dans le bloc réacteur semble perfectible. L'exploitant devra apporter plus de rigueur à la réalisation et à la surveillance des contrôles techniques relatifs aux activités importantes pour la protection1 (AIP) définies pour ce chantier. De plus, il devra approfondir la surveillance menée sur la documentation opérationnelle des intervenants extérieurs de manière à s'assurer de son exhaustivité vis-à-vis du référentiel autorisé. Par ailleurs, il devra justifier du différentiel existant entre l'étude dosimétrique prévisionnelle de sa demande d'autorisation pour la réalisation des prélèvements et l'analyse dosimétrique actualisée présentée en inspection. Enfin, l'exploitant devra traiter les demandes A.1.b, A.3.a, A.4.a, A.4.b, A.5, et B.1.b préalablement à la reprise de la phase 1 du chantier.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Contrôle Technique De L'Aip « Gestion Des Charges Calorifiques (Hors Zone D'Intervention) »
L'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base stipule en son article 2.5.3 que chaque activité importante pour la protection (AIP) fait l'objet d'un contrôle technique, réalisé par une personne différente de la personne ayant exécutée l'AIP considérée, assurant que l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et que les actions correctives et préventives appropriées ont été définies et mises en œuvre. Ledit arrêté stipule également en son article 2.5.4 que l'exploitant doit mettre en œuvre des actions de vérification par sondage concernant les dispositions prises pour l'exécution des AIP et de leurs contrôles techniques. Ce même article impose que, lorsque les AIP ou leurs contrôles techniques sont réalisées par des intervenants extérieurs, ces actions de vérification et d'évaluation constituent une action de surveillance des intervenants extérieurs et doivent être réalisées par l'exploitant. Pour ce qui concerne le chantier de prélèvements dans le bloc réacteur, le document référencé S6/IM/008 indice D « identification des EIP/AIP des chantiers » définit les AIP du chantier, dont l'AIP « gestion des charges calorifiques (hors zone d'intervention) ». Les exigences afférentes à cette AIP concernent la matérialisation de zones d'exclusion d'entreposage de charges calorifiques spécifiques décrites dans la procédure, afin d'y interdire la présence de charges calorifiques et ainsi limiter les risques de départ de feu. Cette procédure définit également le support de traçabilité du contrôle technique de cette AIP comme étant le document de suivi d'intervention (DSI) de l'intervenant extérieur en charge de la réalisation des opérations de prélèvements. Les inspecteurs ont vérifié la réalisation des contrôles techniques portant sur l'AIP « gestion des charges calorifiques ». Ils ont noté que la réalisation des contrôles techniques était tracée par une croix apposée dans la colonne « Séq CT » en face du libellé de la séquence correspondant à l'AIP. Cependant, cet enregistrement ne permet pas de vérifier le fait que le contrôle technique ait été réalisé par une personne différente de la personne ayant exécuté l'AIP. A.1.a Je vous demande de modifier les modalités d'enregistrement des contrôles techniques sur le chantier considéré de manière à ce que soit tracé explicitement le nom de la personne réalisant ces contrôles ainsi que le nom de la personne ayant exécuté l'AIP. Vous élargirez cette action à l'ensemble des contrôles techniques confiés à des intervenants extérieurs.
De plus, l'exploitant a indiqué que l'exécution de cette AIP et de son contrôle technique dans les locaux autres que la plateforme d'intervention sur laquelle sont réalisées les opérations de prélèvements étaient confiés à un autre intervenant extérieur, titulaire d'un contrat multiservices sur le site EDF des Monts d'Arrée. Interrogés sur le respect des exigences définies pour cette AIP et la réalisation du contrôle technique correspondant, vos représentants n'ont pas été en mesure de garantir le fait qu'un contrôle technique ait été réalisé, ni de fournir les enregistrements ad hoc.
A.1.b Je vous demande de mener et d'assurer la traçabilité du contrôle technique portant sur l'AIP « gestion des charges calorifiques (hors zone d'intervention) » dans les locaux autres que la plateforme où sont réalisées les opérations de prélèvements dans le BR. Le cas échéant, vous identifierez et traiterez cet écart potentiel conformément à votre référentiel de traitement des écarts.
## A.2 Surveillance Des Intervenants Extérieurs
Les inspecteurs ont contrôlé la mise en œuvre de la surveillance menée par l'exploitant sur les intervenants extérieurs chargés de l'exécution de l'AIP « gestion des charges calorifiques » et de son contrôle technique. Ils ont noté qu'une action de surveillance avait été menée le 3 février 2020 sur cette AIP, tracée dans la fiche de surveillance par sondage (FSS) DR1 LBZ2101 FSS 02. L'examen de cette FSS montre qu'il n'apparaît pas de manière explicite une vérification de l'exploitant portant sur le respect des exigences définies (respect des dimensions prescrites pour les zones d'exclusion), ni sur la réalisation du contrôle technique par l'intervenant extérieur. Je vous demande d'intégrer et de tracer de manière explicite, dans vos fiches de vérification par sondage, une vérification portant sur le respect des exigences définies afférentes aux AIP exécutées par des intervenants extérieurs ainsi qu'une vérification concernant la réalisation des contrôles techniques relatifs à ces AIP.
## A.3 Documentation Opérationnelle Du Chantier De Prélèvements Dans Le Bloc Réacteur
La décision CODEP-DRC-2019-039420 du 20 septembre 2019 vous autorisant à réaliser les opérations de prélèvements d'échantillons dans le bloc réacteur stipule en son premier article que cette autorisation vous est accordée dans les conditions prévues dans votre demande du 18 mai 2018 (dossier D455518007016) complétée par votre courrier du 18 décembre 2018 (D455518022369). Or, dans ce dernier courrier, vous précisez qu'en dehors des règles générales d'exploitation (RGE), il est prévu des documents opératoires (modes opératoires, fiches réflexes, etc.) qui décriront les dispositions spécifiques liées aux opérations de prélèvements dans le BR. Vous indiquez en particulier dans ce courrier que des documents opératoires seront établis pour préciser les modalités du contrôle visuel de l'intégrité de l'enveloppe du circuit de prélèvement et la conduite à tenir en cas d'anomalie constatée avant ou pendant le prélèvement. Les inspecteurs ont examiné les documents opératoires établis pour la réalisation du chantier de prélèvements dans le BR, constitués essentiellement du dossier de suivi d'intervention (DSI) référencé NMNTEDFDSI001 et du mode opératoire référencé NMNTEDFSOP02. Ces documents ne contiennent pas d'indication concernant la réalisation d'un contrôle visuel de l'intégrité de l'enveloppe du circuit de prélèvement.
A.3.a Conformément à votre courrier D455518022369 du 18 décembre 2018, conditionnant la décision vous autorisant à réaliser les opérations de prélèvements d'échantillons dans le BR, je vous demande d'intégrer, dans les documents opératoires liés à la réalisation desdites opérations, la description des modalités du contrôle visuel de l'intégrité de l'enveloppe du circuit de prélèvement. En outre, les inspecteurs ont noté qu'il n'était pas aisé de faire le lien entre les séquences identifiées dans le dossier de suivi de l'intervention de prélèvements et les étapes décrites dans le mode opératoire. A.3.b Je vous demande de rendre plus robustes les documents opérationnels utilisés et notamment d'étudier la manière d'assurer une meilleure lisibilité du lien existant entre les séquences listées dans le dossier de suivi de l'intervention (DSI) et le mode opératoire correspondant.
## A.4 Boîtier Électrique De Raccordement De La Perceuse
La décision CODEP-DRC-2019-039420 du 20 septembre 2019 vous autorisant à réaliser les opérations de prélèvements d'échantillon dans le bloc réacteur stipule en son premier article que cette autorisation vous est accordée dans les conditions prévues dans votre demande du 18 mai 2018 (dossier D455518007016) complétée par votre courrier du 18 décembre 2018 (D455518022369). Or, le dossier présenté dans votre demande du 18 mai 2018 précise que : « en cas de dysfonctionnement lié ou non au chantier, et si l'opération de prélèvement doit être interrompue (par exemple si le chantier doit être évacué), l'alimentation électrique de la perceuse et de la pompe d'aspiration du procédé sera coupée, au niveau des branchements électriques ou par un bouton d'arrêt d'urgence type « coup de poing ». Cette action figurera dans une fiche réflexe (conduite à tenir) ». Lors de la visite du local 356, dans lequel doit se dérouler la première phase du chantier de prélèvements dans le bloc réacteur, les inspecteurs ont noté la présence d'un boitier d'alimentation électrique placé en bas de la plateforme sur laquelle opèrent les intervenants. Interrogés sur la présence de ce boitier, vos représentants ont indiqué qu'il sera utilisé pour le branchement de la perceuse, afin que l'alimentation de cette dernière soit secourue en cas de coupure électrique. Les inspecteurs ont également noté que le boitier électrique disposait d'un bouton d'arrêt d'urgence. La mise en place de ce nouveau boitier nécessitera donc la mise à jour des documents opérationnels correspondant à la conduite à tenir en cas de dysfonctionnement (état de repli). A.4.a Je vous demande de mettre à jour dans les plus brefs délais les documents opérationnels (fiche réflexe ou conduite à tenir) correspondant à la mise en état de repli du chantier des prélèvements d'échantillons dans le bloc réacteur en cas de dysfonctionnement, afin de tenir compte du nouveau branchement qui sera mis en place pour la perceuse utilisée dans le cadre de ces opérations. En outre, les inspecteurs ont noté qu'il n'était pas encore matérialisé de zone d'exclusion autour de ce boitier d'alimentation électrique dans le cadre de la maîtrise du risque incendie. A.4.b Je vous demande de définir dans les plus brefs délais la zone d'exclusion qui sera mise en place autour du nouveau boitier d'alimentation électrique installé en bas de la plateforme d'intervention, une fois que ce dernier sera raccordé à la perceuse.
## A.5 Habilitation Des Intervenants En Charge De La Réalisation Des Prélèvements Dans Le Br
Suite à l'inspection INSSN-DRC-2019-0795 du 23 juillet 2019 et par courrier CODEP-DRC-2019033664 du 27 août 2019, l'ASN vous avait adressé une demande de compléments d'information concernant la qualification du prestataire réalisant les opérations de prélèvements dans le bloc réacteur. Par courrier D455519015448 du 25 octobre 2019, vous avez répondu que votre référentiel interne prévoyait un processus dérogatoire vis-à-vis de l'obligation de qualification interne d'un intervenant extérieur réalisant une AIP et que vous aviez pris la décision d'avoir recours à ce processus dérogatoire. Par la fiche de position D455519016097 du 23 octobre 2019, vous explicitez la justification de cette décision et fournissez le dossier de crédibilité définissant les arguments retenus ainsi que les mesures compensatoires à mettre en œuvre sur le site. Parmi les arguments, le dossier mentionne que « les intervenants sont habilités : H0B0, M2, PR2 et HN2 ». Les inspecteurs ont contrôlé le respect de ces exigences d'habilitation. Vous n'avez pas été en mesure de produire l'attestation d'habilitation H0/B0 d'un des deux intervenants. Je vous demande de vérifier que les deux intervenants sont habilités conformément à l'attendu. Vous me ferez parvenir une copie des attestations correspondantes dans les plus brefs délais.
## A.6 Système De Récupération Des Eaux D'Infiltrations De La Galerie G7
Lors de la visite de la galerie G7 (local 120), les inspecteurs ont noté la présence d'un système de récupération d'eaux d'infiltration provenant de la toiture de la galerie. Ce système de récupération était posé sur une rétention, mais il n'était pas mis en place de dispositif permettant de récupérer un reliquat d'effluents en cas de vanne fuyarde. En outre, les inspecteurs ont noté que des investigations étaient en cours pour identifier l'origine de ces infiltrations. Je vous demande de mettre en place un dispositif permettant de récupérer les éventuelles fuites d'eau au niveau de la vanne du système de récupération des eaux d'infiltrations installé dans la galerie G7. Vous me tiendrez informé des résultats de vos investigations portant sur l'origine de ces infiltrations.
## B Compléments D'Information B.1 Evaluation Dosimétrique Prévisionnelle Associée Au Chantier De Prélèvements Dans Le Br
La décision CODEP-DRC-2019-039420 du 20 septembre 2019 vous autorisant à réaliser les opérations de prélèvements d'échantillon dans le bloc réacteur stipule en son premier article que cette autorisation vous est accordée dans les conditions prévues dans votre demande du 18 mai 2018 (dossier D455518007016) complétée par votre courrier du 18 décembre 2018 (D455518022369). Or, le dossier correspondant à votre demande d'autorisation, présenté dans votre courrier du 18 mai 2018, comportait une évaluation dosimétrique prévisionnelle concernant « l'opération de prélèvement et de conditionnement des structures internes du BR de Brennilis, sur une durée de 2 mois ». En conclusion de cette évaluation, la dosimétrie collective totale de l'activité sur une durée de deux mois était estimée à 5,5 HmSv. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont examiné la mise à jour de l'évaluation dosimétrique prévisionnelle et ont noté que la dosimétrie collective totale de l'activité avait été réévaluée à 9,7 HmSv, ce qui correspond à une augmentation significative de la dosimétrie prévisionnelle estimée. Vos représentants ont notamment justifié cet écart par le changement de procédé. Cependant, vérification effectuée après l'inspection, les inspecteurs ont noté que l'évaluation dosimétrique présentée dans le dossier de demande du 18 mai 2018 tenait déjà compte du nouveau procédé de prélèvement. En effet, ce dossier précise que, dans l'objectif notamment d'optimiser la dosimétrie, vous avez opté pour le nouveau moyen de prélèvement prévoyant un diamètre de perçage cinq fois plus faible que pour les prélèvements par carottage de diamètre de 132 mm initialement envisagés. B.1.a Je vous demande de justifier l'écart entre la dosimétrie prévisionnelle estimée lors de la demande d'autorisation et l'évaluation dosimétrique présentée lors de l'inspection. Je vous demande en outre de préciser la nature des mesures d'optimisation définies dans le cadre du chantier de prélèvements dans le BR en regard de la réévaluation de la dosimétrie collective prévisionnelle. En outre, par votre courrier du 18 décembre 2018 susmentionné, vous indiquiez (p.17) que : « le port de dosimètre aux extrémités sera imposé, conformément aux exigences du référentiel radioprotection en vigueur ». Interrogés sur ce point, vos représentants ont indiqué que la mise à jour de l'évaluation dosimétrique prévisionnelle avait conduit à écarter la nécessité du port d'une dosimétrie aux extrémités et que des contrôles radiologiques seraient effectués lors des premiers prélèvements pour corroborer ces estimations et confirmer le fait que les dosimètres aux extrémités ne soient pas nécessaires. B.1.b Je vous demande de me transmettre dans les plus brefs délais la justification des raisons pour lesquelles vous estimez que le port de dosimètres aux extrémités n'est plus nécessaire au regard de votre nouvelle évaluation dosimétrique prévisionnelle. Vous me ferez part des résultats des contrôles radiologiques que vous prévoyez de mener lors des premiers prélèvements ainsi que des conclusions que vous en tirerez concernant la nécessité de porter des dosimètres aux extrémités pour les intervenants chargés des opérations de prélèvements dans le bloc réacteur.
## B.2 Mise En Œuvre Du Processus Dérogatoire Interne Concernant La Qualification Des Intervenants Extérieurs Réalisant Les Opérations De Prélèvements Dans Le Bloc Réacteur
Suite à l'inspection INSSN-DRC-2019-0795 du 23 juillet 2019 et par courrier CODEP-DRC-2019033664 du 27 août 2019, l'ASN vous avait adressé une demande de compléments d'information concernant la qualification du prestataire réalisant les opérations de prélèvements dans le bloc réacteur. Par courrier D455519015448 du 25 octobre 2019, vous avez répondu que votre référentiel interne (DI 130) prévoyait un processus dérogatoire vis-à-vis de l'obligation de qualification interne d'un intervenant extérieur réalisant une AIP et que vous aviez pris la décision d'avoir recours à ce processus dérogatoire dans le cadre du chantier de prélèvements dans le BR. Par la fiche de position D455519016097 du 23 octobre 2019, vous explicitez la justification de cette décision et fournissez le dossier de crédibilité définissant les arguments retenus ainsi que les mesures compensatoires à mettre en œuvre sur le site. Parmi ces mesures compensatoires, il est stipulé qu'une « surveillance renforcée sera exercée au cours de la prestation sur les thématiques suivantes : organisation qualité et culture sûreté, sécurité/environnement et radioprotection ». Les inspecteurs ont examiné le programme détaillé de la surveillance correspondant à l'intervention de prélèvements d'échantillons dans le BR. Ils ont noté que ce programme prévoyait des actions de surveillance concernant l'organisation qualité, la culture sûreté, la sécurité, l'environnement et la radioprotection. Cependant, ce document ne fait pas apparaître en quoi la définition de ce programme répond à la nécessité de mettre en place une surveillance renforcée vis-à-vis d'une surveillance normale. B.2.a Je vous demande d'expliciter les critères ou les modalités spécifiquement liées à la mise en œuvre d'une surveillance qualifiée de « renforcée » des intervenants extérieurs en charge des opérations de prélèvements. Vous m'indiquerez, dans votre référentiel, comment sont identifiés les différents niveaux de surveillance des intervenants extérieurs, ainsi que les modalités spécifiques associées à chaque niveau de surveillance. En outre, la fiche de décision projet D455519015762 susmentionnée comporte dans son annexe 2 un avis de votre entité DP2D/DEM Politique industrielle indiquant que « l'encadrement présent sur site, lors de l'opération, devra parfaitement maîtriser le français ». Or, lors de l'inspection, il est apparu que l'intervenant réalisant les opérations de prélèvements était constitué de deux personnes anglophones. Il a également été précisé que cet intervenant avait recours à des sous-traitants francophones pour la mise en œuvre de la radioprotection et le conditionnement des déchets, ces derniers pouvant également assurer le rôle d'interprètes. B.2.b Je vous demande de me préciser les dispositions prises pour tenir compte du fait que les intervenants réalisant les opérations de prélèvement dans le bloc réacteur ne maîtrisent pas le français, notamment pour ce qui concerne la gestion des dysfonctionnements ou des situations dégradées.
## C Observations C.1 Maîtrise Du Risque D'Exposition Au Radon
Lors de la visite, les inspecteurs ont noté que l'exploitant avait mis en place de manière satisfaisante les dispositions (registre d'accès à la galerie G7, mesure de concentration en radon) permettant de maîtriser le risque lié à l'exposition au radon dans les installations.
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, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division, Signé par Adrien MANCHON |
INSSN-LYO-2020-0518 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 10 mars 2020 Réf. : CODEP-LYO-2020-021540 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Bugey Electricité de France BP 60120 01155 **LAGNIEU**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Bugey (INB nos 78 et 89)
Inspection n° INSSN-LYO-2020-0518 du 20 février 2020 Thème : Transports de substances radioactives, évacuation de combustible usé. 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 en référence, une inspection inopinée a eu lieu le 20 février 2020 sur la centrale nucléaire du Bugey sur le thème des transports de substances radioactives et plus particulièrement sur la préparation d'une évacuation de combustible usé. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection inopinée conduite le 20 février 2020 concernait le thème des transports de substances radioactives et plus particulièrement la préparation d'une évacuation de combustible usé. Les inspecteurs ont effectué un examen des activités relatives au colis de transport en cours de préparation et de son dossier d'expédition. Ils ont également contrôlé la mise à jour du programme de protection radiologique et le référentiel du site de Bugey pour les activités de transports de substances radioactives. Sur la base de cet examen, l'organisation mise en place a été jugée satisfaisante même si les inspecteurs ont considéré qu'il convenait de renforcer la rigueur de renseignement du dossier d'expédition ainsi que la propreté générale du sol du bâtiment des auxiliaires nucléaires généraux (BANG) où se finalisaient les opérations de préparation du colis de transport.
## A. Demandes D'Actions Correctives Rigueur De Renseignement Du Dossier D'Expédition
En application des exigences réglementaires visées au paragraphe 1.7.3 du règlement concernant le transport international ferroviaire des marchandises dangereuses, le transport de substances radioactives est géré sous assurance de la qualité. En déclinaison de cette exigence, le référentiel EDF MP4 D45071603466 précise en son point 4.2.4 : *« Ces contrôles avant départ sont tracés par* l'opérateur EDF ou son représentant. D'autres part, les contrôles particuliers définis par le propriétaire ou l'utilisateur doivent être réalisés et tracés ». Les inspecteurs ont effectué un examen par sondage du dossier d'expédition du colis de transport de combustible usé et ont relevé :
- l'heure de pose de la couronne du colis est bien relevée dans la gamme opératoire mais pas l'heure de serrage et ce n'est pas prévu dans la trame de la gamme ; ceci rend impossible la démonstration *a posteriori* du respect du délai de une heure prévu par la procédure nationale de conduite EDF découlant du dossier de sûreté du colis de transport,
- au vu des gammes opératoires encore vierges, la situation risque d'être identique pour les deux capots,
- dans la phase 13.2, la valeur de pression au capteur « MP3 lorry » attendue entre 30 et 40 mbars n'a pas été reportée dans le rapport d'expertise,
- le contrôle technique du serrage du capuchon de l'orifice E n'est pas daté et le numéro de la clé dynamométrique utilisée pour ce contrôle, qui doit être différente de celle utilisée pour le serrage, n'est pas mentionné dans le rapport d'expertise.
Demande A1 : Je vous demande de vérifier vos gammes opératoires utilisées pour l'expédition de combustible usé afin de vous assurer qu'elles comportent bien l'ensemble des étapes de la procédure nationale de conduite EDF. Demande A2 : Je vous demande de renforcer la rigueur de renseignement en temps réel des gammes opératoires pour enregistrer les opérations, les paramètres et les éventuels contrôles techniques conformément aux dispositions d'assurance de la qualité.
## Propreté Générale Du Sol Du Bâtiment Dénommé Bang.
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont relevé la présence de feuilles mortes et de graines d'érable au sol du bâtiment BANG et ce y compris dans la zone de propreté renforcée. Ils ont également relevé la présence de deux graines d'érable dans le lèchefrite du lorry utilisé pour déplacer le colis chargé du bâtiment combustible au BANG. Les inspecteurs conviennent qu'il est possible que ces feuilles ou graines se déposent avec le vent sur le lorry lors de son cheminement vers le BANG ou au sol du BANG au gré de l'ouverture des portes mais ils considèrent que ces feuilles ou graines devraient être ramassées dès leur détection dans la zone de propreté renforcée ou sur le lorry car ce sont des vecteurs possibles de contamination radiologique. Demande A3 : Je vous demande de renforcer l'élimination de tous les corps étrangers, y compris les graines ou feuilles mortes, susceptibles de s'être déposés sur le lorry ou la zone de propreté renforcée du BANG.
## Sécurité Des Armoires D'Entreposage De Produits Inflammables
L'article 2.2.2 de la décision n° 2014-DC-0417 de l'ASN du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux INB pour la maîtrise des risques liés à l'incendie stipule : *« L'exploitant limite les* quantités de matières combustibles dans les lieux d'utilisation à ce qui est strictement nécessaire au fonctionnement normal de l'INB et, en tout état de cause, à des valeurs inférieures ou égales à celles prises en compte dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie.
Compte tenu de la cinétique rapide du développement d'un incendie impliquant des liquides ou des gaz inflammables, des dispositions de maîtrise des risques liés à l'incendie sont prises pour éviter que de tels liquides ou gaz, présents dans les INB, puissent provoquer un incendie ou favoriser son développement. En dehors des périodes d'utilisation, ils sont placés dans des zones, locaux ou équipements adaptés à leur nature et quantité. » Les inspecteurs ont relevé dans le bâtiment BANG une armoire coupe-feu d'entreposage de produits inflammables dont les portes étaient entrebâillées et une autre armoire coupe-feu dans laquelle les volumes de liquides inflammables entreposés dépassaient la capacité de rétention de chaque étagère voire le volume maximal défini pour cette armoire alors que l'inventaire avait été vérifié récemment. Le dispositif de fermeture des portes de cette deuxième armoire ne conduisait pas à la fermeture complète des portes. Ces armoires font pourtant l'objet de vérifications et d'inventaires périodiques sans que ces anomalies n'aient été détectées. Demande A4 : Je vous demande de veiller au respect strict des modes d'utilisation des armoires d'entreposage de produits inflammables dans le BANG afin de respecter les prescriptions de la décision n° 2014-DC-0417 de l'ASN précitée. Je vous demande de tirer les enseignements de ces situations et de m'indiquer les dispositions retenues pour éviter leur renouvellement et de me fournir le contenu des vérifications périodiques prévues.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Ordre De Serrage Des Vis De La Couronne
En examinant le dossier d'expédition du colis de transport de combustible usé, les inspecteurs ont relevé que l'ordre de serrage des vis de la couronne décrit sur le plan de serrage diffère, avec une inversion avec les vis 5 et 6, du plan de serrage prévu par la procédure nationale de conduite EDF découlant du dossier de sûreté du colis de transport. Demande B1 : Je vous demande de vérifier et de me préciser les raisons de cette différence de plan de serrage et les conséquences éventuelles qui en découlent.
## Contrôle Du Nettoyage Des Trémies Et Trappes Des Bâtiments Combustibles.
Pour les expéditions de combustible usé, le référentiel EDF MP4 D450717025082 précise en son point 4.11 tiret 5 : « Contrôler que les trémies et trappes des bâtiments combustibles pour les sites à chargement sous eau sont nettoyées. La fréquence est définie par le CNPE. Les ouvertures et fermetures de la trémie sont réalisées lorsque les canopies sont fermées sur le wagon et les bâches fermées sur les remorques ». Les inspecteurs ont demandé comment est déclinée cette prescription nationale sur le CNPE du Bugey sachant que la configuration des locaux y est particulière compte tenu des opérations intermédiaires réalisées dans le bâtiment BANG. Dans les temps impartis de l'inspection, la réponse n'a pas pu être apportée.
Demande B2 : Je vous demande de m'indiquer comment est décliné le point 4.11 tiret 5 du référentiel national EDF précité en précisant si des adaptations sont nécessaires au vu des spécificités du CNPE du Bugey. Activation ou contamination d'un outillage spécifique utilisé pour les évacuations de combustible usé Les opérations de préparation de l'évacuation de combustible usé en cours ont été perturbées suite à la découverte, à l'issue de la vidange du colis de transport, d'un « point chaud » sur un outil spécifique présentant un débit de dose important et traduisant une activation ou une contamination interne localisée. Les inspecteurs se sont fait expliquer les opérations réalisées suite à cette découverte ainsi que celles prévues pour gérer l'outillage resté sur le lorry de transport avec une protection temporaire plombée pour réduire le débit de dose. Les inspecteurs considèrent que cet écart mérite d'être accompagné d'un retour d'expérience au moins pour les sujet suivants :
- le lorry a été déplacé du bâtiment combustible au bâtiment BANG pour maintenir le refroidissement de la jupe du colis ; les conditions de ce transport interne avec un outil présentant un très fort débit de dose n'étaient manifestement pas préétablies par les règles générales d'exploitation,
- le jour de l'inspection, il a été précisé que l'outil serait enfûté en coque déchet béton sous protection biologique ; si le cas de figure avait été préparé, cette opération aurait peut-être pu être menée directement dans le bâtiment combustible,
- l'origine de ce point chaud doit probablement venir de l'état du combustible usé entreposé en piscine de désactivation, état connu au préalable ; dans quelle mesure des précautions complémentaires sont-elles envisageables pour surveiller la vidange du colis de transport pour détecter une montée du débit de dose avant que ce ne soit les dosimètres actifs des opérateurs qui ne s'alarment,
- les outils spécifiques et les tuyauteries utilisés pour les évacuations de combustible usé disposent-ils ou non d'un jeu de rechange disponible sur site ?
Demande B3 : Je vous demande de me préciser la caractérisation finale de cet écart radiologique et de m'indiquer quel retour d'expérience est tiré des points soulevés cidessus.
## Validité De L'Étalonnage Des Clefs Dynamométriques
Les opérations de serrage sont réalisées avec différentes clefs dynamométriques dont le suivi a été contrôlé. Si les contrôles réalisés, les conditions d'entreposage et l'usage des clefs sont apparus globalement satisfaisants, ils ont suscité les questions suivantes, dont les réponses n'ont pas pu être fournies en séance.
Vos représentants ont notamment indiqué que la validité des clefs dynamométriques ne commençait à courir, pour les clefs neuves, qu'à leur mise en service.
Demande B4 : Je vous me demande de me préciser sur quel référentiel métrologique vous fondez cette pratique.
En outre, les inspecteurs ont relevé que la même clef dynamométrique, de capacité 300 Nm, avait été utilisée pour serrer le tampon de l'orifice C ou l'anneau de serrage de l'orifice B, à 200 Nm, ainsi que le bouchon de contrôle de l'orifice B, à 10 Nm. Selon les intervenants rencontrés, les clefs sont étalonnées pour une plage d'utilisation allant de 0 à 300 Nm. Toutefois, les règles de l'art préconisent d'utiliser une clef dynamométrique d'une plage adaptée, l'incertitude absolue de mesure ayant plus d'impact pour les faibles couples de serrage. Demande B5 : Je vous demande de calculer l'erreur de mesure induite par l'utilisation d'une clef dynamométrique de capacité de 300 Nm pour des serrages à des valeurs de 10 Nm et de vérifier que cette utilisation permet de respecter les tolérances de serrage associées au dossier de sûreté de l'emballage. Selon vos conclusions, vous préciserez dans les modes opératoires les clefs dynamométriques à utiliser pour les différents serrages.
##
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef du pôle REP délégué Signé par Régis BEQ |
INSSN-OLS-2020-0716 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2020-012191 Orléans, le 11 février 2020 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Chinon BP 80 37420 AVOINE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n° 107 et 132 Inspection n° INSSN-OLS-2020-0716 du 4 février 2020 « Systèmes auxiliaires - diesels »
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° 2013-DC-0360 du 16 juillet 2013 relative à l'environnement Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 4 février 2020 au CNPE de Chinon sur le thème « Systèmes auxiliaires - diesels ». 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 - Diesels ». Les inspecteurs ont notamment vérifié, par sondage, la réalisation de dispositions prises suite à des inspections, la bonne application de la réglementation en vigueur ainsi que de différents prescriptifs internes à EDF déclinant l'arrêté en référence [2].
Les inspecteurs ont également procédé à un contrôle de la conformité matérielle des diverses installations dans le cadre d'une visite de terrain des locaux des diesels voie A (1LHP) et voie B (1LHQ) du réacteur n°1, du groupe diesel d'ultime secours (0LHT), du local où se trouve la turbine 2LLS001TC du réacteur n°2 et du local de relayage 9L511 commun aux réacteurs n°1 et 2. Au vu de cet examen, il apparait que l'organisation du site permet d'assurer un suivi pertinent des thématiques à enjeux en lien avec les matériels inspectés.
www.asn.fr 6, rue Charles de Coulomb - 45077 Orléans cedex 2 Téléphone 02 36 17 43 90 Toutefois, les inspecteurs ont décelé de nombreux écarts qui doivent faire l'objet d'actions réactives de votre part. Ces derniers, ainsi que les demandes associées, sont détaillés dans le présent courrier.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Conformité matérielle des diesels et respect des dispositions de montage des manchons compensateurs en élastomère (MCE) pour les tuyauteries de refroidissement en eau HT et BT des diesels Lors des troisièmes visites décennales de 2018 du réacteur n° 2 de Cattenom et du réacteur n° 1 de Flamanville, il a été constaté que le montage de la boulonnerie de certains manchons compensateurs en élastomère (MCE) des sources internes de puissance n'était pas conforme à la règle nationale de maintenance associée. Celle-ci prescrit notamment le montage des têtes de vis vers l'intérieur, côté soufflet en élastomère. Dans le cas contraire, la tête de vis ne doit pas dépasser de plus de 3 à 5 mm de l'écrou pour ne pas risquer d'endommager le soufflet. Depuis cette date, d'autres CNPE, dont celui de Chinon, ont également observé des écarts vis-à-vis des exigences de montage des MCE. L'article 2.2.2.I de l'arrêté en référence [2] prescrit que *« l'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une* surveillance lui permettant de s'assurer […] que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ». L'article 2.5.1.II de ce même arrêté dispose que « les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celle-ci est nécessaire. » En conséquence, la règle nationale de maintenance (RNM) des manchons compensateurs en élastomère MCE (référencée RNM-TPAL-AM450-09 indice 2 du 29 avril 2016) demande à ce que le montage de ces équipements soit effectué « en positionnant tous les boulons têtes de vis côté du soufflet en élastomère. En cas d'impossibilité (manque d'espace entre les contres brides et le soufflet), les vis peuvent être montées tête de vis à l'extérieur. Il faut alors prendre les dispositions pour s'assurer que les extrémités filetées ne dépassent pas l'écrou de plus de 3 à 5 mm afin qu'il n'y ait pas de risque de contact entre les extrémités filetées et l'onde en élastomère quel que soit l'état du système installé. Ce montage doit rester exceptionnel ». Lors de l'inspection du 4 février 2020, les inspecteurs ont procédé à la vérification du respect des exigences de montage de ces matériels (rappelées ci-dessus) pour les diesels 1LHP et 1LHQ qui avaient été remplacés en 2019. D'une part, les inspecteurs ont constaté que le montage des MCE a été fait majoritairement en positionnant tous les boulons têtes de vis à l'extérieur alors que pour bon nombre de MCE, il était possible d'avoir recours au montage inverse sans risque d'altération du soufflet en élastomère par les filets des vis. EDF n'a pas été en mesure de justifier cette stratégie de montage. D'autant que sur un même MCE, il peut être observé une partie montée à l'inverse de l'attendu et sur l'autre partie, un montage ayant conduit à installer la tête des écrous côté soufflet. D'autre part, plusieurs vis ne respectaient pas la cote requise (des dépassements des filets de plus de 5 mm ont pu être observés). Les inspecteurs ont également relevé que les filets de vis de certains MCE étaient presque en contact avec l'onde en élastomère (par exemple, cela est le cas pour les 1LHQ215ZD et 222ZD). L'ASN considère que ces dispositions constituent des non-respects des préconisations fixées dans la RNM. Demande A1 : concernant le respect des prescriptions de montage des MCE, je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin d'assurer la pérennité de la qualification des diesels. Vous analyserez l'ensemble des écarts observés et vous me préciserez les mises en conformité qui s'imposent. Par ailleurs depuis *a minima* 2017, les revues annuelles de fiabilité des sources électriques internes du CNPE mettent en avant une problématique identifiée comme une menace à court ou moyen terme. Celle-ci concernait l'absence de remplacement des MCE selon la périodicité de 10 cycles (l'état des lieux sur site montrait que des MCE dataient d'avant les années 2000).
Une des causes profondes que vous avez identifiée pour cet écart est liée à « la mauvais intégration du prescriptif et non prise en compte de l'action de la dernière revue fiabilité de juillet 2017 ».
Lors de l'inspection du 4 février 2020, les inspecteurs ont procédé à un état des lieux des actions mises en œuvre par le CNPE pour se conformer aux exigences réglementaires en matière de MCE. Depuis la revue qui s'est tenue en juin 2019, vous avez procédé au remplacement de l'ensemble des MCE pour les diesels référencés 1LHP, 1LHQ, 3LHP, 3LHQ et 2LHP. Les remplacements des MCE sur 2LHQ, 4LHP et 4LHQ seront réalisés au cours de l'année 2020. Interrogés sur l'analyse réalisée pour justifier de l'acceptabilité d'attendre 2020 pour procéder au remplacement des MCE sur 4LHx, vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter d'éléments de réponse considérant que sur 4LHP par exemple, 11 MCE sur les 26 présents datent de 1997. Lors de leur contrôle, les inspecteurs ont aussi contrôlé les modes de preuve justifiant les remplacements des MCE faits en 2019. Ce contrôle a fait l'objet des constats suivants par les inspecteurs :
a) Sur 1LHP : plusieurs fiches de non-conformité (FNC) ont été ouvertes par le prestataire en charge du remplacement des MCE.
Demande A2 : je vous demande de procéder aux remplacements des flexibles de dégazage selon les périodicités imposées par votre prescriptif. Vous me ferez également un état des lieux des dates de montage de l'ensemble des flexibles présents sur les diesels et des butées maximales pour leur remplacement.
- la FNC n°24 trace l'absence de support de tuyauteries au niveau des MCE 212 et 214ZD. Après analyse, EDF considère que la situation peut être maintenue en l'état au regard de l'absence d'imposition particulière sur les plans des tuyauteries HT/BT de ce diesel. Toutefois, EDF préconise au prestataire, en charge du montage des MCE, de *« mettre en place du supportage provisoire* le temps de mettre en place les MCE ». Vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs les raisons pour lesquelles des supportages provisoires devaient être installés lors du
- la FNC n°34 trace l'absence de remplacement des flexibles de dégazage sur les aéroréfrigérants en terrasse, ces derniers étant périmés. Or suite à l'analyse menée par le CNPE, il s'avèrerait que le remplacement de ces flexibles n'est pas conditionné aux dates de péremption affichées mais plutôt au fait qu'*«après être monté, le flexible est remplacé dans sa périodicité de maintenance préventive soit 10 cycles ».* chantier alors qu'en fonctionnement normal, ces derniers ne sont pas requis. La recommandation d'EDF tend à montrer que cette tuyauterie présente des fragilités et que ces dernières seraient susceptibles de remettre en cause la tenue de la ligne en fonctionnement normal.
Demande A3 : je vous demande de réinterroger votre analyse initiale conduisant à ne pas renforcer, de manière pérenne, le supportages des lignes HT/BT au niveau des MCE 1LHP212 et 214ZD. Vous me préciserez également les raisons qui vous ont conduit lors du chantier de remplacement des MCE de **« mettre en place du supportage provisoire le temps de mettre en place les MCE ».**
b) Sur 1LHQ : le compte-rendu de l'ordre de travail associé au remplacement des MCE précise que
« lors de la dépose de l'ensemble de MCE (suite à REX), problématique de tuyauterie qui bouge car supportage pas adapté ». Ce même compte-rendu ne trace pas les actions correctives mises en œuvre pour remédier à ce constat. Vos représentants n'ont également pas été en mesure de justifier d'une quelconque remise en conformité.
Demande A4 : je vous demande, sauf à démontrer que cela a déjà été fait, de mettre en œuvre les dispositions nécessaires pour doter la tuyauterie HT/BT du 1LHQ concernée par la problématique supra de supports adaptés pour garantir sa tenue en toutes circonstances (y compris en cas de séisme).
c) Sur 3LHQ : plusieurs fiches de non-conformité ont été ouvertes par le prestataire en charge du remplacement des MCE.
En outre, les inspecteurs se sont plus particulièrement intéressés à la FNC n° 19-011 du 17 septembre 2019 enregistrant *« la présence de corps étrangers plastiques de type obturateur de protection dans le corps des réfrigérants BT*
3LHQ511RF en aval du MCE 3LHQ209ZD ». Suite à ce constat, le prestataire a proposé à EDF après avoir retiré l'ensemble des corps étrangers de réaliser, sur une portion des tuyauteries attenantes, un contrôle endoscopique afin de s'assurer de l'absence d'autres corps. Un contrôle a bien été réalisé avec EDF mais *« [le* prestataire] n'est pas en capacité d'affirmer que le contrôle a été exhaustif (hors proximité des MCE) dans les tuyauteries et les réfrigérants (limailles, tout corps étrangers possibles…). Il n'est pas possible de contrôler l'ensemble des réfrigérants HT/BT/Tuyauteries [au vu du linéaire à disposition pour le contrôle endoscopique] ».
Sur cette proposition, EDF a choisi de ne pas poursuivre les investigations aux autres tronçons de tuyauteries pour s'assurer de l'absence de corps étrangers. Aucun argumentaire justifiant la décision d'EDF n'est enregistré dans la FNC. La présence de corps étrangers dans ces tuyauteries doit être considérée comme des non-qualités de maintenances antérieures. Des photographies des corps étrangers ont pu être présentées aux inspecteurs.
Au regard de ce retour d'expérience et des dimensions notables des corps étrangers trouvés, il semble nécessaire que le CNPE procède à des investigations complémentaires de l'ensemble des tuyauteries HT/BT des diesels. Demande A5 : je vous demande de procéder à des contrôles complémentaires sur des linéaires représentatifs de tuyauteries HT/BT des diesels du CNPE pour vous assurer de l'absence de corps étrangers à l'intérieur de celles-ci.
Vous me préciserez les contrôles que vous comptez réaliser lors des prochains arrêts de réacteurs de sorte à confirmer ou non que la situation observée sur 3LHQ en 2019 n'est pas transposable à des voies électriques de sauvegarde d'autres réacteurs.
4 Enfin, lors de leurs différents contrôles sur le terrain, les inspecteurs ont relevé de nombreux écarts sur les diesels que vous n'aviez vraisemblablement pas identifiés, notamment dans le cadre de l'examen de conformité effectué pour répondre aux dispositions de la décision ASN n° 2019-DC-0662. En effet (et à titre non exhaustif), les inspecteurs ont constaté que :
au niveau +4,5m du 1LHQ, une platine au sol tenant le support du coude de l'échappement du diesel est surélevée par des cales qui ne semblent pas nécessaires sur ce type de fixation. En effet sur l'autre voie 1LHP, aucun calage des supports de l'échappement n'a été observé ;
- au niveau +4,5m du 1LHP, la configuration des fixations de la bride supérieure de la bâche émulseur
(les filets ne sont pas débouchants au niveau de plusieurs goujons) n'est pas conforme aux règles de l'art ;
- au niveau de la terrasse du 1LHQ, de la corrosion était présente au niveau de certains tendeurs métalliques, ainsi que sur plusieurs ancrages associés scellés au génie civil de la casemate béton, maintenant les silencieux de la partie verticale 1LHQ001ZI ;
- pour l'ensemble des aéroréfrigérants HT/BT (haute température / basse température) des diesels 1LHP et 1LHQ, les pieds d'ancrages sont scellés au génie civil. Toutefois, les ancrages des pieds n'étaient tenus que par deux points de fixation (de type tirants) sur les quatre prévus à cet effet ;
- au niveau de la terrasse du 1LHP, plusieurs fixations du registre 1LHP204VA au génie civil n'étaient pas conformes (une cheville ressort de son logement, les rondelles sous écrou de certaines autres fixations ne sont pas totalement écrasées).
## Demande A6 : Je Vous Demande D'Analyser Et De Corriger Les Écarts Affectant Les Diesels 1Lhp Et 1Lhq Constatés Par Les Inspecteurs.
Vous me transmettrez les modes de preuve des actions de correction mises en œuvre. Dans le cadre de leur contrôle, les inspecteurs ont constaté que les examens de conformité des diesels du CNPE de Chinon n'avaient pas porté sur l'ensemble des équipements retenus par l'UNIE. En effet, le CNPE a procédé uniquement aux contrôles des tirants et des ancrages au génie civil des moteurs des groupes diesels et des alternateurs LHx401GA ce qui correspond, pour un diesel donné, à contrôler 22 tirants.
Or, le périmètre de l'examen de conformité initial demandait également de contrôler les tirants de l'alternateur pilote référencé LHx403GA. Or sur le CNPE de Chinon, les tirants de cet équipement n'ont pas fait l'objet de contrôle particulier. A titre de comparaison, le CNPE de Dampierre a procédé, lors des examens de conformité diesels tracés dans une fiche de position MTE-2019-65-01 du 25/09/2019, *« au contrôle des tirants d'ancrages précontraints des* groupes diesels dans leurs massifs ». On entend par groupe l'ensemble formé par le moteur et les alternateurs [401 et 403GA] ». Les inspecteurs vous ont notifié que l'absence de contrôle des ancrages des LHx403GA constituait un écart notable compte tenu du non-respect des exigences réglementaires spécifiées dans la décision n° 2019- DC-0662. Demande A7 : je vous demande, sous deux mois, de procéder aux contrôles des ancrages de l'ensemble des alternateurs pilotes LHx403GA des diesels du CNPE de Chinon. Le cas échéant, vous procèderez aux mises en conformité qui s'imposent de manière réactive. Je vous demande également de vous positionner sur le caractère déclaratif de la situation observée par les inspecteurs (non réalisation des contrôles des ancrages des alternateurs pilote LHx403GA).
Respect des dispositions de conception en matière de ventilation des locaux diesels Le dossier de système élémentaire (DSE) des diesels prescrit que « les principales valeurs relatives à la ventilation sont :
- *débit calorifique dégagé dans le local à puissance nominale : 344 960 kcal/h ;*
- *débit d'air à l'entrée du local à la puissance nominale : 36 m3/s ;* - *vitesse de l'air à l'entrée du local pour ce débit : 2,72 m/s »*
L'air ambiant dans la salle des groupes électrogènes doit être renouvelé et la température ne doit pas être trop élevée afin d'assurer une alimentation en air correcte du moteur diesel. Ainsi, une quantité importante de calories émises par rayonnement et convection doit être évacuée par une ventilation respectant les critères supra.
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté que les vantelles d'arrivée d'air des locaux diesels 1LHP et 1LHQ étaient ouvertes et ne présentaient pas de colmatage apparent. Interrogés par ailleurs sur la réalisation de mesures des débits de ventilation à l'entrée des locaux diesels lorsque ces derniers sont en fonctionnement, vos représentants ont indiqué ne pas réaliser ce type de vérification mais uniquement se contenter de vérifier l'état des vantelles lors des visites 1 cycle sur les diesels. A l'instar des mesures de débit de ventilation que vous réalisez pour vous assurer de l'absence de possibilité de former une atmosphère explosive (ATEX) dans un local, il est également nécessaire d'en faire dans les locaux diesels pour s'assurer de la conformité avec les hypothèses de conception précitées et de confirmer que les caractéristiques de ces ventilations permettent bien d'assurer un fonctionnement prolongé d'un diesel sans que ce dernier ne déclenche à cause de température trop haute dans le local. Par courriel du 7 février 2020, vous avez indiqué *« qu'après consultation de nos services centraux, DIPDE confirme* que ces données relatives à la ventilation ne sont pas des requis de sûreté mais des données de conception reprises dans les DSE. Les relevés effectués au titre des RGE 9 sur les paramètres de la température air comburant, de la température d'eau BT et de la moyenne des températures d'échappement sont directement liés à l'air aspiré dans le local. Aussi, les paramètres concourant au bon fonctionnement du moteur sont ceux inscrits dans les RGE Chapitre 9. » Certes, des paramètres liés aux températures sont vérifiés en application des règles générales d'exploitation mais il n'en demeure pas moins que l'assurance d'avoir des débits de ventilation conformes à la conception permet de garantir un fonctionnement prolongé du diesel sans risque de déclenchement sur température haute. Cela constitue une exigence de base incontournable pour garantir le respect dans le temps des règles générales d'exploitation. Demande A8 : je vous demande de programmer et de réaliser des mesures de débits d'air à l'entrée des locaux diesels du CNPE afin de vous assurer du respect des hypothèses de conception en matière de ventilation de ces locaux. Vous me transmettrez votre programme de mesures. Le dossier de système élémentaire (DSE) des diesels liste un certain nombre de prescriptions à respecter pour les systèmes de lutte d'incendie des locaux diesels :
- les 15 sprinklers de chaque local sont équipés de sprinklers à tête fusible devant se mettre en fonctionnement dès l'atteinte d'une température de 93°C ;
- *« le débit moyen par sprinkler est de 73 l/mn »* ; - *« la densité d'aspersion est de 10 l/min/m² »* (considérant le fonctionnement simultané de l'ensemble des 15 sprinklers).
Vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser si des essais périodiques ou des contrôles étaient réalisés par EDF pour s'assurer du respect des dispositions du DSE en matière de débits d'extinction attendus.
Je vous rappelle que des débits d'extinction constituent des exigences définies au sens de l'arrêté INB en référence [2] et pour lesquelles, vous êtes tenu de pouvoir justifier en toutes circonstances de leur respect. Demande A9 : je vous demande de me démontrer que les débits de conception, précisés dans le DSE des diesels, des protections d'incendie des locaux diesels du CNPE font bien l'objet d'essais périodiques ou de contrôles permettant de s'assurer de leur respect. Dans la négative, je vous demande de définir un programme d'essais et de contrôles adaptés. Si les inspecteurs ont bien constaté la présence de 15 sprinklers pour chacun des locaux des diesels 1LHP, 1LHQ et 0LHT, ils ont souhaité également s'assurer que la mise en route des sprinklers se ferait bien à une température minimale de 93°C conformément aux dispositions du DSE. Pour permettre de s'en assurer, il suffit de contrôler la couleur du fluide contenu dans les ampoules de sprinklers. En effet, il faut que la couleur soit verte considérant que cette dernière correspond à une plage de température de déclenchement comprise entre 93 et 100°C (cf. annexe 1 de la note D5170NR730 indice 1 du 13 novembre 2019). Dans les locaux des diesels précités, il a bien été relevé que la couleur du fluide contenu dans les ampoules des sprinklers (où cela était visible) était bien verte mais pour certains sprinklers, le seul contrôle visuel
(même avec des jumelles) ne permet pas de constater la couleur du fluide compte tenu de leur orientation ou de leur emplacement.
EDF ne procède à aucun contrôle visuel pour s'assurer de l'adéquation des ampoules des sprinklers avec les prescriptions du DSE. Eu égard à ce constat, il est donc nécessaire qu'EDF vérifie l'ensemble des ampoules des sprinklers des locaux diesels (y compris pour les sprinklers où cela n'est pas facilement accessible). Demande A10 : je vous demande de contrôler l'ensemble des ampoules des sprinklers des locaux diesels du CNPE afin de vous assurer que ces dernières sont bien adaptées aux températures de déclenchement prévues dans votre prescriptif interne ou de m'apporter tout élément justifiant du respect de cette exigence. Vous me rendrez compte du résultat de ces contrôles et vous me préciserez le cas échéant, les mises en conformité qui s'imposeraient. Par ailleurs, le DSE supra demande à ce que *« l'installation de protection incendie des locaux diesels est protégée pour* le cas d'agression de type grands froids. Pour ce faire, les tuyauteries et matériels impactés … seront tracés sous calorifuge ». Les inspecteurs ont bien constaté que les contrôles des systèmes de traçage électriques (STE) des dispositifs incendie des locaux diesels sont vérifiés annuellement. Les contrôles menés en 2019 ont été menés avant la période de grand froid ce qui constitue une bonne pratique pour s'assurer de la disponibilité de ce matériel requis lors de cette période. Toutefois lors de ces vérifications, plusieurs défaillances sur ces STE ont été constatées (mesures d'isolement trop faibles, non fonctionnement de matériels…). Suite à cela des DT sont émises avec des échéances trop tardives allant au-delà de la période de grand froid concernée. Les inspecteurs vous ont précisé le caractère peu satisfaisant de cette situation compte tenu que des systèmes de traçage électriques peuvent ne pas être fonctionnels en grand froid sans que le CNPE n'y remédie. Ces anomalies sont susceptibles de ne pas garantir la protection contre le gel du réseau incendie des locaux diesels. Demande A11 : je vous demande de procéder aux remises en conformité qui s'imposent sur les systèmes STE des protections incendie des locaux diesels en amont des périodes de grand froid au cours desquelles l'ensemble de ces matériels est requis.
## Ecarts Observés Sur Le Système Lls Du Réacteur N°2
Lors de leur visite terrain, les inspecteurs ont fait les constats suivants :
- plusieurs points d'ancrage du châssis métallique supportant la turbine 2LLS001TC n'avaient pas été utilisés pour fixer ledit châssis au génie civil. Interrogés sur ce sujet, vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier si la situation était conforme au plan ;
- plusieurs anomalies sur les fixations au mur des bancs de charges xLLS002RS sur lesquels sont fixées les armoires xLLS002AR avaient été constatées sur les réacteurs n°2 et 3 du CNPE. S'agissant du banc de charge 2LLS002RS, le CNPE avait considéré, sur la fixation en partie haute du châssis, qu'il s'agissait d'un défaut qui « n'est pas caractéristique d'une fissure mais plutôt d'une épaufrure du béton générée lors de la mise en place de la cheville ou du perçage. Cette anomalie ne remet pas en cause la tenue structurelle de l'ancrage du banc de charge 2LLS002RS (sur lequel est fixée l'armoire 2LLS002AR), elle n'affecte que la partie superficielle de l'enrobage du béton ». De fait, le site avait considéré que le maintien en l'état de ce défaut pouvait être admis compte tenu de l'absence de remise en question de la tenue structurelle de l'ancrage de l'armoire. Or lors de l'inspection, les inspecteurs ont relevé la présence d'un léger décollement du support de l'autre fixation située en partie haute de l'armoire. Ce point n'avait pas été identifié et enregistré par le CNPE dans son analyse fournie à l'ASN pour son autorisation de divergence pour l'ASR3319. Le cumul de ces deux anomalies sur les fixations au génie civil de l'armoire 2LLS002AR attenante au banc de charge 2 LLS002RS est susceptible de remettre en cause son requis lié à la tenue au séisme.
Demande A12 : je vous demande d'analyser et de corriger les deux écarts relevés par les inspecteurs
## Sur Le Système 2Lls.
Par ailleurs en octobre 2019, le CNPE de Dampierre a déclaré un évènement significatif pour la sûreté (ESS n° 01.10.19) en lien avec l'observation d'une pression d'alimentation en air réglée à une valeur supérieure à 4 bar et « l'instruction de ce réglage a amené le CNPE à déclarer la turbine LLS indisponible ». Avec une pression ne respectant la plage de valeur autorisée (c'est-à-dire comprise entre 4 et 4,2 bar), il ne peut être écarté qu'une depressurisation plus longue de la vanne 1LLS001VV soit observée et de fait, pourrait induire une augmentation du temps de démarrage du TAS LLS mais aussi en cas de fonctionnement un déclenchement de ce dernier par survitesse.
Lors de l'inspection du 4 février 2020, les inspecteurs ont souhaité connaître les modalités prises en compte par le CNPE de Chinon pour intégrer ce retour d'expérience et si ce dernier avait déjà rencontré des anomalies à ce sujet. Comme sur le CNPE de Dampierre, des vérifications de la pression en air précitée sont réalisées lors de contrôles périodiques demandés par la gamme mutualisée D090018000534. Par sondage, les inspecteurs ont regardé les derniers comptes rendus de contrôle pour s'assurer que les pressions relevées étaient conformes pour les réacteurs n° 1, 2 et 4. Si pour les réacteurs n°1 et 4 les relevés n'ont pas appelé de remarques de la part des inspecteurs, il a été observé sur le réacteur n° 2 lors de l'essai du 17 octobre 2019 (sous OT n° 2621506) que *« pression d'alimentation vérin à* 4b au début de l'EPC et à 4,4 bar en fin d'EPC => réunion technique avec SCR à venir ». Malgré cela, l'analyse 1er niveau a conduit à considérer que la requalification du TAS LLS, sous couvert de l'EPC LLS, est conforme. Interrogés sur les suites données à ce constat, vos représentants ont indiqué qu'aucune investigation particulière n'avait été réalisée en dehors de demander à la conduite de procéder à des relevés périodiques de la pression d'alimentation en air. Les inspecteurs ont consulté l'extraction du logiciel de ronde Winservir de la conduite pour examiner les valeurs relevées de novembre 2019 à début février 2020. Les valeurs oscillent entre 4,3 et 4,4 bar. Le jour de l'inspection, les inspecteurs ont relevé une pression de 4,5 bar sur le manomètre à aiguille présent dans le local du TAS LLS à +11,5m dans le bâtiment électrique du réacteur n°2. Au regard du non-respect de la pression d'alimentation en air par rapport à la plage de valeur attendue et spécifiée dans la gamme mutualisée supra, des investigations complémentaires auraient dû être menées pour solutionner la problématique et une analyse technique, par votre ingénierie, aurait nécessairement dû être réalisée pour statuer ou non sur la disponibilité du TAS LLS, notamment pour tenir compte du REX de Dampierre rappelé ci-dessus.
Demande A13 : je vous demande de prendre, dans les meilleurs délais, toutes les dispositions qui s'imposent pour maintenir une pression d'admission d'air garantissant un temps de démarrage du TAS LLS conforme aux exigences en la matière.
Vous me transmettrez également votre analyse détaillée de la situation, notamment au regard de l'ESS déclaré par le CNPE de Dampierre en octobre 2019.
##
Mise en conformité des installations par rapport au risque « séisme-évènement » Dans le cadre d'un évènement significatif pour la sûreté (ESS) déclaré en 2016, plusieurs actions avaient été proposées pour limiter l'agression de matériels importants pour la sûreté en cas de séisme. Le CNPE s'était engagé, au plus tard pour août 2018, à « mettre en conformité les luminaires, ne remettant pas en cause la disponibilité des diesels ou la conduite en gavé ouvert, dans les locaux de relayage via la mise en œuvre de luminaires type SAMMODE à fermeture par vis CHC et en renforçant leur ancrage. » Lors de leur visite des locaux diesels 1LHP et LHQ, aucune anomalie sur les luminaires n'a été constatée. Concernant le local de relayage 9L511 (commun aux réacteurs n°1 et 2), le CNPE avait uniquement procédé au remplacement de quatre luminaires qui étaient susceptibles d'agresser des cellules électriques non protégées alimentant des matériels EIPS. Les inspecteurs ont donc souhaité se rendre sur place pour constater les actions correctives mises en œuvre. Lors de ce contrôle dans le local 9L511, ils ont relevé que :
- l'ensemble des luminaires susceptibles d'agresser des cellules électriques alimentant des matériels EIPS n'avait pas été pris en compte dans le périmètre de remplacement. En effet, plusieurs luminaires d'anciennes générations et sans renforcement de leurs ancrages ont été vus surplombant des cellules électriques alimentant les systèmes KRT (chaîne de mesure d'activité radiologique),
RRI (refroidissement du réacteur à l'arrêt), REA (appoint en eau borée ou claire du circuit primaire)… Ces derniers ne sont pas conformes et auraient dû être remplacés ou renforcés pour supprimer le risque d'agression des cellules précitées. Or cela n'a pas été fait et cet écart n'a pas été identifié par le CNPE ;
- un des luminaires identifiés dans le périmètre n'avait pas été remplacé ou renforcé alors que ce dernier se trouve directement au-dessus d'une cellule JDT (détection incendie) et est situé non loin d'autres cellules alimentant des matériels EIPS ; RPE (récupération des effluents et exhaures nucléaires), DVC (ventilation de la salle de commande)… Cette situation n'a pas été décelée par vos services.
Pour mémoire, ces mises en conformité ont fait l'objet de fiches de surveillance par EDF mais ces dernières n'ont pas enregistré d'anomalies particulières. Les constats effectués par les inspecteurs constituent des écarts significatifs au sens de l'arrêté INB. Demande A14 : je vous demande de corriger réactivement les écarts constatés par les inspecteurs dans le local de relayage 9L511. Vous procèderez également à une revue exhaustive de l'ensemble des locaux où des luminaires devaient être remplacés et/ou renforcés au titre du séisme-évènement afin de vous assurer que le périmètre initial était bien complet et que les dispositions prévues ont bien été mises en œuvre.
A minima pour le cas d'espèce du 9L511, je vous demande de vous positionner sur le caractère déclaratif au titre de votre directive interne n° 100.
Confinement liquide Lors de leur contrôle du 4 février 2020, les inspecteurs ont relevé plusieurs écarts aux dispositions précitées :
- au jour de l'inspection, une campagne MERCURE avait lieu dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires
(BAN) n°9. A cet effet, le CNPE a recours à des produits chimiques (durcisseur et époxy) dangereux et classés CMR (cancérigène, mutagène et reprotoxique) qui sont entreposés dans une citerne mobile de 15,650 m3 sur la dalle de la bâche PTR du réacteur n°2. La rétention de cet entreposage de produits CMR (hautement toxique également pour l'environnement) n'était pas conforme aux dispositions réglementaires sur plusieurs aspects ; en effet :
o une partie du muret latéral de la rétention s'était effondrée laissant une ouverture significative dans la rétention qui n'assure donc plus pleinement son rôle ;
o la bâche PVC, utilisée comme revêtement étanche provisoire pour cette rétention, n'était pas correctement installée et était affaissée à plusieurs endroits ;
Dans ces conditions, et en cas d'épandage de cette citerne, les effluents auraient été susceptibles d'être envoyés vers le réseau d'eau pluviale SEO pour *in fine* atteindre la Loire sans confinement réactif possible ;
o il a été relevé la présence de quelques centimètres d'eaux pluviales dans la rétention ;
o la rétention était encombrée par du matériel non nécessaire (réduisant sa capacité utile) et des câbles de rallonges électriques baignaient dans l'eau.
L'ensemble de ces situations constitue des écarts aux dispositions de l'article 4.3.1 de la décision [3]. Par ailleurs, les flexibles souples partant de la citerne précitée vers la BAN n°9, et véhiculant le produit CMR, transitaient au-dessus de zones non protégées par des rétentions ou par des dispositifs de collecte. En cas de fuites au niveau de raccord ou sur toutes autres singularités, le produit CMR aurait pu se répandre et s'orienter vers SEO.
Demande A15 : je vous demande de corriger réactivement les écarts constatés par les inspecteurs.
Concernant les écarts observés sur les conditions d'entreposage de la citerne mobile de produits CMR utilisés pour la campagne MERCURE du réacteur n°2, vous me détaillerez les raisons qui ont conduit à observer de tels écarts pour des produits de ce type. Vous vous positionnerez également sur le caractère déclaratif de cette situation.
Double enveloppe de la bâche enterrée de carburant du groupe électrogène d'ultime secours (0LHT)
La bâche à fioul enterrée 0LHT003BA est munie d'une double enveloppe et d'un système de détection de fuite. Ce système de détection de fuite répond à la définition d'EIP au sens de l'arrêté INB et de la décision n°2013-DC-0360 ; en effet, ce dispositif permet de se prémunir de tout déversement dans l'environnement qui est un intérêt protégé nommément désigné à l'article L.591-1 du code de l'environnement. Vos représentants ont confirmé que la fiche alarme indiquant la conduite à tenir en cas d'apparition en salle de commande de l'alarme regroupée 0LHT001AA, ne mentionne aucune action spécifique sur la mise en œuvre d'investigations réactives pour s'assurer de la non détérioration de la double enveloppe et de l'absence de rejets de fioul dans l'environnement. Vous avez également précisé que des actions pourraient être demandées au travers du DOIS (document d'orientation et de stabilisation), notamment d'assurer le pompage de l'excédent de produit fuyard dans le local. Or, cette action n'est pas appropriée pour la bâche du 0LHT compte tenu que cette dernière est enterrée contrairement aux bâches à fioul des diesels de tranche. Demande A16 : je vous demande de compléter, sur la fiche alarme précitée, la conduite à tenir en cas d'apparition de l'alarme 0LHT110SN, notamment pour y intégrer la nécessité de mettre en œuvre des investigations réactives pour s'assurer de la non détérioration de la double enveloppe et de l'absence de rejets de fioul dans l'environnement. Par ailleurs et suite à des échanges avec le CNPE de Dampierre depuis 2017, EDF avait indiqué que « concernant la nécessité du contrôle de l'efficacité [en grand froid] de la protection antigel des cuves du GUS, les dernières investigations ont montré que le contrôle de la teneur en glycol du liquide contenu entre les parois des cuves sera prescrit en 2019 par la fiche d'amendement au PB AP913 diesel. » Interrogés à ce sujet, vos représentants ont indiqué ne pas réaliser de test d'efficacité de la protection antigel de la double enveloppe de la cuve du 0LHT. D'ailleurs, les inspecteurs ont constaté que le mode opératoire local de Chinon, référencé AN LHT G0020130, avait évolué à plusieurs reprises, notamment en mars 2010 pour *« suppression de la mesure d'efficacité pour la protection antigel ».* Ainsi, le CNPE de Chinon n'a pas pleinement intégré le retour d'expérience d'autres sites pour s'assurer de l'efficacité de la protection antigel précitée.
Demande A17 : je vous demande de procéder à la réalisation d'une mesure de l'efficacité de la protection antigel de la double enveloppe du 0LHT pour vous assurer de son efficacité en grand froid.
## Fuite Sur La Soupape 1Lls101Vh
A la suite d'un essai périodique sur LLS (alimentation électrique 380 V d'ultime secours) en septembre 2019 en tranche 1, EDF a constaté la présence d'une fuite d'huile sur la soupape 1LLS101VH associée à la caisse à huile 1LLS101BA. Une demande de travail (DT) n° 822177 a été créée pour résorber cette anomalie au plus tard lors du prochain arrêt du réacteur n°1 (qu'il soit programmé ou fortuit). Sur la DT, il est précisé que la fuite au niveau de la bride amont de la soupape de 1LLS101VH a été estimée à 48 gouttes par minutes.
L'essai périodique LLS est décliné tous les trimestres et permet donc de suivre le débit de fuite au niveau de LLS101VH. Vos représentants n'ont toutefois pas été en mesure de préciser si le débit de fuite vu en septembre 2019 avait été revu à l'identique lors de l'EP trimestriel suivant, notamment afin d'établir un suivi de tendance. Ce suivi de tendance paraît indispensable pour se prémunir d'une possible dégradation du fonctionnement du LLS. Par ailleurs, le plan d'actions n° 159137 indique que *« compte tenu que cet organe est sollicité uniquement lorsque le* TAS est en service, une fuite pourrait être observée. Il est à noter que, en cas de perte totale de la lubrification du TAS, les paliers de ce denier sont équipés d'anneaux de barbotage ainsi qu'une garde d'huile, maintenant ainsi une lubrification des paliers. Des appoints d'huile à la caisse 1LLS101BA pourront être réalisés, TAS en service ». Interrogés sur l'existence d'une consigne particulière pour préciser que des appoints pourraient être réalisés sur le TAS LLS tant que le PA précité n'est pas traité, vos représentants ont indiqué que rien de particulier n'avait été formalisé notamment au niveau de l'astreinte des mécaniciens du CNPE. Demande A18 : je vous demande d'établir un suivi de tendance de la fuite observée sur la soupape 1LLS101VH et si cela se dégrade, de réaliser les opérations correctives qui s'imposent dans des délais adaptés aux enjeux. Dans l'attente de la résorption de cet écart, je vous demande de mettre en place une consigne temporaire visant à spécifier au personnel compétent que des appoints à la caisse à huile 1LLS101BA pourraient être à réaliser en cas de fuite notable de la soupape suscitée, TAS en service.
## B. Demandes De Compléments D'Information
Contrôle des tirants d'ancrage dans le cadre des examens de conformité diesels Lors de l'inspection du 4 février 2020, les inspecteurs ont consulté les comptes rendus d'ordre de travail (OT) traçant le contrôle des tirants des groupes diesels et des alternateurs LHx401GA pour plusieurs tranches.
La plupart des comptes rendus précités précise bien que 22 tirants (dont 14 sur le moteur diesel et 8 sur l'alternateur) ont fait l'objet de contrôle d'absence de corrosion généralisée. Suite à ce contrôle, ces derniers ont été graissés et réinsérés dans leur logement. Toutefois, le compte rendu d'OT de contrôle des tirants pour le 1LHP trace uniquement le contrôle d'un seul tirant et ne précise rien quant aux opérations de graissage nécessaire avant remontage.
En l'état, vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier que les 22 tirants du 1LHP ont bien fait l'objet d'un contrôle d'absence de corrosion généralisée. Demande B1 : je vous demande de m'apporter les modes de preuve attestant que l'ensemble des tirants du 1LHP (groupe moteur diesel et alternateur 1LHP401GA) a bien été contrôlé au titre de la corrosion généralisée et que lors de leur repose, un graissage individuel a bien été réalisé.
## Sous Épaisseur Sur Une Tuyauterie Ht/Bt De 1Lhq
Lors des contrôles menés en 2019, vous avez observé une sous épaisseur sur un tronçon de tuyauterie HT/BT sur le diesel 1LHQ. En effet, une épaisseur minimale a été relevée de 3,7 mm pour une épaisseur de fabrication de 4,5 mm. Afin de suivre l'évolution du défaut dans le temps, vous avez précisé qu'un contrôle visuel serait réalisé lors de la visite décennale du réacteur n°1 en 2023. Or, les inspecteurs vous ont précisé qu'un simple contrôle visuel ne permet pas de suivre la cinétique de corrosion et qu'il est nécessaire de recourir à des examens non destructifs de type mesures d'épaisseurs. Demande B2 : je vous demande de programmer la réalisation de mesures d'épaisseur sur le tronçon de tuyauterie HT/BT vu en sous épaisseur sur 1LHQ en lieu et place d'un contrôle visuel actuellement programmé en 2023. Entreposage d'huiles de secours pour les diesels de tranche Dans le cadre de la task force 17-54 d'EDF menée en 2018, l'un des sujets concernait le stockage de l'huile nécessaire à l'autonomie des groupes électrogènes en cas de perte totale des alimentations électriques (PTAE). Il a été demandé aux CNPE du palier 900 MWe de se doter de 600 litres d'huile de secours pour chacun des diesels présents sur les sites ; en l'occurrence, ce qui représente 4 800 litres pour le CNPE de Chinon. Ces entreposages doivent respecter plusieurs conditions :
- être accessible en cas de séisme ; - respecter les règles liées à la maîtrise du risque incendie ; - respecter les règles environnementales par utilisation de rétention ou double enveloppe ;
- être dans un lieu dont la température ne passe pas en dessous de -12°C.
Lors de leur contrôle du 4 février 2020, les inspecteurs ont souhaité s'assurer de la conformité des entreposages par rapport aux dispositions précitées. Sur Chinon, cet entreposage est réalisé sur une aire extérieure à proximité du MIR (magasin inter-régional) et dans un container métallique où se trouvent cinq unicubes contenant des huiles qui sont gerbés sur deux niveaux.
Les dispositions en matière d'incendie et de règle environnementale étaient respectées.
Toutefois, les inspecteurs ont relevé que :
- le container métallique était uniquement fixé au sol (aucune fixation latérale ne semblait présente pour éviter le risque de basculement du container). De plus sur chacune des quatre fixations au sol, il a été observé que seulement un des deux points d'ancrage de chacune des platines a été exploité. Cette potentielle instabilité peut remettre en cause la tenue donc l'intégrité, en cas de chute, des unicubes qui sont entreposés au 2nd niveau de ce container métallique ;
- aucun dispositif n'était présent pour assurer un maintien en chauffe de l'intérieur du container en cas de grand froid au-delà de -12 °C. Vos représentants ont indiqué, sans justification, qu'une fois le container fermé, la température interne ne pouvait aller en deçà de cette température critique.
Les inspecteurs émettent de fort doute à ce propos, notamment eu égard à la structure légère de la tôle métallique recouvrant ce container.
Demande B3 : je vous demande de me justifier qu'en l'état des fixations en place, la stabilité des contenants d'huile gerbés sur deux niveaux, et placés dans le container, sera garantie et que leur intégrité sera assurée en cas de séisme. Vous justifierez ég alement que le container métallique permet de garantir une température ne risquant pas de descendre sous -12 °C. Faute de pouvoir apporter ces démonstrations, je vous demande de mettre, sans délais, en conformité cet entreposage et de m'indiquer les raisons pour lesquelles ces défauts n'avaient pas été identifiés par vos représentants.
Sur le CNPE de Dampierre, le document relatif à la protection contre le risque d'explosion (DRPCE) a identifié l'existence de zones ATEX au niveau des locaux batteries des locaux BAG (bâtiment des auxiliaires généraux) et 0LHT (groupe électrogène d'ultime secours). Pour chacun de ces locaux, eu égard au risque d'accumulation d'hydrogène en cas de perte de la ventilation, ces CNPE ont retenu la nécessité d'installer, à terme, un système de détection fixe d'hydrogène avec un report d'alarme en salle de commande. S'agissant du CNPE de Chinon, le DRPCE en vigueur (D5170/NR.325) ne précise pas dans les parades associées aux locaux batteries du BAG et du 0LHT la possibilité ou non de mettre en place un tel système de détection H2 précité.
Lors de la visite terrain du 4 février 2020, les inspecteurs n'ont pas pu confirmer la présence d'un quelconque système de détection d'hydrogène au niveau du local batteries 0LHT. La porte d'accès à ce local était fermée à clef.
Demande B4 : je vous demande de me transmettre l'analyse qui vous a conduit à ne pas mettre en place, pour les locaux batteries du BAG et du 0LHT, de systèmes de détection d'hydrogène alors que d'autres CNPE de même conception en sont pourvus.
## Mesures D'Isolement Des Liaisons 6,6 Kv Des Câbles Des Dus
Lors du raccordement des diesels d'ultime secours (DUS - mesure post Fukushima) aux tranches du CNPE de Chinon, des tests diélectriques des liaisons des câbles électriques délivrant 6,6 kV ont été réalisés pour s'assurer notamment de l'absence de courants de fuite significatifs. A cette occasion, le CNPE est tenu d'effectuer ce test à un niveau de tension √3xU0 (soit un critère à 10,4 kV). Or sur le CNPE de Chinon, il a été considéré que la tension U0 était de 6 kV (pour la réalisation de ces essais) alors que les câbles électriques concernés doivent permettre la réalimentation de plusieurs systèmes du réacteur nucléaire à un niveau de tension de 6,6 kV. Les inspecteurs s'étonne qu'il soit possible de considérer une tension U0 inférieure à la tension de réalimentation nominale réelle. Demande B5 : je vous demande de me justifier de l'acceptabilité de considérer, dans le cadre des mesures d'isolement des liaisons des câbles 6,6 kV des DUS, une tension U0 inférieure à la tension nominale de 6,6 kV.
## C. Observations
C1 - Sur le contrôle par sondage réalisé par les inspecteurs, les comptes rendus de maintenance décennale des systèmes fixes d'incendie des locaux diesels et les analyses annuelles des émulseurs de ces mêmes locaux n'ont pas appelé de commentaires. C2 - Le périmètre d'applicabilité de la note référentiel (D5170/NR730) listant les systèmes d'aspersion par buses et sprinklers du CNPE est identifié comme suit « Tranche 0, 1, 2, 3, 4, 7, 8 et 9 ». Les inspecteurs vous ont précisé que, sur le parc nucléaire français, seul le CNPE de Gravelines était pourvu d'une tranche référencée 7 et de fait, que cela n'était pas adapté à Chinon. C3 - Par courriers électroniques des 3 décembre 2019 et du 31 janvier 2020, l'ASN avait demandé au CNPE de prendre les dispositions nécessaires pour faciliter l'accès à certaines installations ; « en outre pour lever les platelages au niveau de la terrasse diesels (afin de visualiser les tuyauteries HT/BT), il semble nécessaire d'avoir un régime particulier, une analyse de risque ainsi que des moyens appropriés pour lever ces platelages […). Lors de la visite du 04 février, [l'ASN ira] sur les diesels 1LHP/Q et 2LHP/Q : [l'ASN vous demande] donc de prendre les dispositions pour que le visuel sur les tuyauteries HT/BT de ces 4 diesels soit possible lors de l'inspection ». Or lors de l'inspection, vos représentants n'avaient pas disposé et levé les platelages sur le 2LHP alors que la demande avait été formulée de manière anticipée. Indépendamment du déroulé de la visite d'inspection, il convient que le CNPE prenne en considération les demandes que l'ASN lui transmet en amont de chacune de ses inspections.
Cette coopération est un prérequis nécessaire qui concourt au bon déroulé de la mission de contrôle des inspecteurs de la sûreté nucléaire de l'ASN. C4 - En amont de l'inspection, vous avez fourni plusieurs modes de preuve d'actions prises suite à des inspections. Vous avez notamment apporté des précisions concernant la gestion de l'action n° B-9039 relative à la modification des documents opératoires prestataires afin d'ajouter les intervalles des valeurs attendues sur les critères RGE A et B. Dans le cadre du traitement de cette action, vous avez envoyé, en janvier 2019, une demande à vos services centraux précisant notamment que *« l'analyse de cet évènement … montre que sans discernement, il est facile de* reproduire la même erreur car le mode opératoire support d'EP ne mentionne pas de valeurs repères plausibles dans laquelle doit se trouver la température de l'eau HT à l'entrée du moteur diesel […]. Par ce courrier, [Chinon demande à ses services centraux] de solliciter les fournisseurs de maintenance des moteurs diesels de façon à ce qu'ils intègrent des valeurs repères attendues pour les critères RGE A et B dans leur mode opératoire ».
Vos services centraux n'ont pas donné suite à votre demande pour des raisons non fondées.
L'ASN rappelle qu'il est nécessaire que toute intervention soit réalisée avec des documents en cohérence avec vos prescriptifs internes dont les RGE. S'il n'est pas possible de faire évoluer la documentation de prestataire intervenant en cas 1, il appartient donc à EDF de fournir à ces entités une documentation et des analyses avec les critères à respecter. Il convient donc que le CNPE donne des suites à l'action initiale envisagée.
##
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention particulière spécifiée dans la demande, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'Adjoint au Chef de la division d'Orléans Signée par : Christian RON |
INSSN-DCN-2020-0305 | Montrouge, le 20 juillet 2020
Réf. : 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 0305 du 05/02/2020 Thème : R.1.6 Elaboration et respect de la documentation d'exploitation et de maintenance
## References: 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 le 05 février 2020 à la Design Authority (DESA) de la Division de l'Ingénierie du Parc, de la Déconstruction et de l'Environnement (DIPDE)
d'EDF concernant la mise en application de la décision n° 2017-DC-616 du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base en référence [4]. 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
La décision n° 2017-DC-616 en référence [4] définit les exigences générales associées à la gestion d'une modification notable, en imposant des objectifs. Cette décision refond le cadre réglementaire de la gestion d'une modification notable en imposant notamment le statut d'activité importante pour la protection des intérêts (AIP) à la gestion d'une modification notable et un contrôle interne en amont de la mise en œuvre d'une modification notable, qu'elle relève d'une demande d'autorisation (articles R.593-56 ou R.593-47) ou d'une déclaration (article R.593-59).
Les inspecteurs ont porté leur contrôle sur la mise en œuvre de cette décision dans le système de gestion intégré de la DESA en tant que partie intégrante de l'exploitant EDF et pilote interne sur ce sujet, et sur l'examen de plusieurs dossiers de modifications notables soumis à déclaration. Les thématiques suivantes ont été examinées par les inspecteurs :
- organisation de l'instance de contrôle interne de la DPIDE ;
| Affaire suivie par : Tél : Fax : Mel : |
|--------------------------------------------|
- **gestion des interfaces entre instances de contrôle interne d'EDF ;** - **référentiel documentaire déclinant la décision en référence [4] ;**
- **bilan de l'année 2019 avec répartition des dossiers par critères ;**
- **trois modifications matérielles soumises à déclaration**
De l'examen des dossiers de modifications et des échanges avec vos représentants, il ressort que l'organisation définie par la DESA pour décliner et coordonner la mise en œuvre de la décision en référence [4] est satisfaisante. Les inspecteurs notent également les efforts réalisés pour mener la conduite du changement qu'a imposée la déclinaison de la décision dans votre système de gestion intégré.
Vous trouverez ci-après les demandes et observations issues de cette inspection. 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.
## A. **Demandes D'Actions Correctives** A.1. Justification Des Avis De L'Instance De Contrôle Interne
Selon des critères fixés par la décision en référence [4], les modifications notables des installations nucléaires de base encadrées réglementairement par le code de l'environnement en référence [1] sont soumises soit à autorisation de l'ASN (article R.593-55 du code en référence [1]), soit à déclaration auprès de l'ASN (article R.593-59 du code en référence [1]). Le contrôle interne tel que mentionné à l'article R.593-59 du code de l'environnement [1] s'entend comme une action de vérification d'activités importantes pour la protection telle que requise par l'arrêté INB [3]. La décision [4] en fait ainsi une exigence réglementaire. Pour l'ensemble de ces modifications, la décision [4] impose la mise en place d'un dispositif de contrôle interne proportionné aux enjeux.
L'article 1.2.10-II de la décision en référence [4] dispose que « la vérification mentionnée au I du même article doit donner lieu à un avis motivé, émis par l'instance de contrôle interne et portant sur l'acceptabilité de la modification au regard de la protection des intérêts. Cet avis peut être favorable, favorable avec réserves ou défavorable ; les réserves accompagnant, le cas échéant, cet avis sont explicitées ».
Ainsi, au regard de votre système de gestion intégré [5] à [9], à la réception d'un dossier de modification notable, le rapporteur du contrôle interne vérifie :
- **le classement de la modification en cohérence avec l'article 1.2.3 de la décision en référence**
[4] ;
- **la complétude du dossier ;** - **le classement par rapport aux critères opérationnels en cohérence avec le guide de rédaction**
des fiches d'analyses du cadre règlementaire en référence [6] ;
- **le respect des exigences définies de conception de l'activité importante pour la protection des**
intérêts (actions 1 à 8 de l'article 1.2.7 de la décision [4]).
Lors de l'examen des avis de l'instance de contrôle interne de la DIPDE et de l'UNIE des modifications soumises à déclaration en références [10] à [12], les inspecteurs ont constaté que les réserves ne sont pas explicitées. Selon les représentants de la DESA, les justifications des réserves sont néanmoins expliquées oralement lors de la réunion de l'instance du contrôle interne et décrites sur le compte rendu du rapporteur de la modification. Au regard de l'article 1.2.10-II et 1.2.10-III, les inspecteurs considèrent que les réserves doivent être davantage expliquées dans l'avis rédigé par l'instance de contrôle interne.
Demande A1 : Je vous demande d'améliorer votre processus de formalisation des réserves, en explicitant dans l'avis de l'instance de contrôle interne les justifications qui amènent à prononcer ces réserves à l'issue du processus de vérification au regard de l'article 1.2.10 de la décision en référence [4].
## B. **Compléments D'Information** B.1. Nomination Du Président De L'Instance De Contrôle Interne
La DIPDE a décliné la décision en référence [4] dans son référentiel documentaire avec les notes en référence [5] à [9]. Plus particulièrement, la note technique « repères communs » en référence [5] a pour objectif de définir une approche homogène dans les différentes entités d'EDF pour la mise en place du contrôle interne. Cette note décline les articles 1.2.3, 1.2.10 et 1.2.11 de la décision [4] par des principes communs vis-à-vis :
- **du classement des modifications notables ;** - **de la fréquence des contrôles internes ;** - **du contenu de l'examen d'un dossier au titre du contrôle interne ;**
- **de la composition du quorum d'une instance de contrôle interne ;** - **des dispositions de gestion des compétences des participants au contrôle interne ;**
- **de la notion d'indépendance.**
L'article 1.2.10 de la décision en référence [4] dispose que : « Toute modification notable de classe 1, au sens du II de l'article 1.2.3 de la décision, fait l'objet d'une vérification systématique portant sur les exigences définies. Cette vérification est préalable à l'éventuelle décision de l'exploitant de mettre en œuvre la modification considérée. Elle est assurée par une instance de contrôle interne regroupant des personnes disposant des compétences appropriées à l'examen de la modification considérée… » La note technique « repères communs » en référence [5] indique au § VI que les présidents d'instances de contrôle interne ont une lettre de mission signée par la direction de l'unité responsable du contrôle interne ou la direction de la DPN, et que ces lettres de mission sont conservées par la structure du contrôle interne. Nonobstant la déclinaison dans le système de gestion intégré d'une note interne qui liste les personnes aptes à participer au contrôle, vos représentants n'ont pas été en mesure de fournir aux inspecteurs la lettre de mission du président de l'instance de contrôle interne de la DIPDE. Demande B1 : Je vous demande de compléter votre système de gestion intégré sous trois mois, en établissant une lettre de mission signée par la direction de l'unité responsable du contrôle interne ou la direction de la DPN. Ces lettres de mission devront être conservées par les structures du contrôle interne d'EDF.
## B.2. Interfaces Entre Les Instances De Contrôle Interne
La note d'organisation du contrôle interne à la DIPDE en référence [7] définit les modalités d'instruction des modifications notables, et notamment les dispositions organisationnelles à mettre en œuvre lorsque plusieurs entités d'EDF sont impliquées dans la conception de la modification. En effet, lorsque des impacts notables multiples dont les compétences et la responsabilité sont portées par d'autres unités EDF, l'unité identifiée comme étant l'intégratrice de l'avis définitif du contrôle interne se charge de solliciter les autres unités, dites contributrices, pour qu'elles émettent un avis formalisé et sous assurance qualité. Par ailleurs, conformément aux dispositions de la note « repères communs » en référence [5], chacune des entités contributrices met en place une organisation permettant de garantir le respect de la décision en référence [4]. Les inspecteurs se sont attachés à identifier les interfaces entre les différentes entités d'EDF, et les liens entre les différents acteurs. Or, à ce jour, seule la note « repères communs » [5] signée par des membres de l'UNité d'Ingénierie d'Exploitation (UNIE) et de la DESA permet de porter une organisation transverse sur les principes énoncés dans la décision en référence [4]. Il a été indiqué aux inspecteurs qu'une note d'organisation entre la Direction de la Production Nucléaire et Thermique (DPNT) et la Direction Ingénierie et Nouveau Nucléaire (DIPNN) était en cours de finalisation, et que cette note comporterait des éléments relatifs aux interfaces entre les instances de contrôle interne.
Demande B2 : Je vous demande me transmettre dès que finalisée la note d'organisation entre la DPNT et la DIPNN mentionnant explicitement les interfaces entre les différentes entités responsables des instances de contrôle interne.
## B.3. Harmonisation Des Pratiques Entre Les Entités D'Edf
Les inspecteurs ont analysé trois modifications soumises à déclaration au titre de l'article R.593-59 du code de l'environnement [1] :
- **la modification PNPP 4797 relative au traitement pérenne du risque d'explosion interne dans**
le local du boremètre RCV NA0603 ;
- **la modification de remplacement des fusibles des coffrets EDE 011/012 issue du retour**
d'expérience (REX) de la PNPP 4539 ;
- **le remplacement des connectiques et réaffectation à l'ébulliomètre des TC RIC du réacteur**
n°4 de Dampierre.
Les inspecteurs se sont plus particulièrement interrogés sur la modification relative au REX de la PNPP 4539. Cette modification est nécessaire pour résorber un potentiel écart de conformité lié à la classe de fusibles installés dans les coffrets d'alimentation électriques des réchauffeurs de files iodes du système EDE. La puissance nécessaire au coffret dans les conditions les plus pénalisantes serait telle que les fusibles de 10A installés ne seraient pas suffisants. Pour cette raison, des fusibles de 16A sont installés en remplacement. Le seul aspect notable de la modification matérielle réside dans la nécessité d'une modification temporaire des spécifications techniques d'exploitation (STE) pour sa mise en œuvre. Cette modification a fait l'objet d'un avis de l'instance de contrôle interne favorable avec réserve le 27/07/2019 [10] alors que les rapporteurs en charge de l'instruction de cette modification n'avaient pas émis de réserve. La réserve porte sur la mise en œuvre de dispositions permettant de ne pas dégrader la dépression dans l'espace entre enceinte.
Par ailleurs, la note d'organisation du contrôle interne des modifications notables à la DIPDE dispose que dans son paragraphe 7.5 : « En cas d'avis favorable avec réserves, ces dernières sont clairement exprimées dans l'avis. L'émetteur du dossier de modification devra formaliser la prise en compte des réserves, le plus souvent par une montée d'indice du dossier. Dans le cas d'un refus d'une réserve, cette position doit être justifiée. Ce refus doit être validé par le président de l'ICI qui peut, autant que de besoin, s'appuyer sur des participants à l'ICI pour formaliser sa position sur l'argumentation produite par le demandeur. Si le président maintient la réserve, le demandeur devra l'accepter s'il souhaite mettre en œuvre le dossier. Ce processus est tracé lors du circuit de signature. ». Or, les inspecteurs ont constaté que la modification temporaire des STE n° D454819018812 émise par l'UNIE n'avait pas été ré indicée suite à l'avis de l'instance de contrôle interne.
Par ailleurs, la modification PNPP 4797 relative au traitement pérenne du risque d'explosion interne dans le local du boremètre RCV NA0603 a fait également l'objet de quatre réserves, explicitées dans l'avis de l'instance de contrôle interne en référence [11]. La prise en compte de ces réserves fait l'objet d'une vérification de second niveau formalisée dans une fiche de traitement des réserves. Par conséquent, les inspecteurs constatent une différence de pratique entre les différentes entités chargées du contrôle interne.
Demande B3 : je vous demande de vous réinterroger avant fin 2020 sur vos pratiques, en vue d'une harmonisation au sein des entités d'EDF, notamment en ce qui concerne le suivi et la prise en en compte des réserves.
## B.4. Gestion Des Écarts
L'article 1.2.2 de la décision en référence [4] dispose que la gestion des modifications notables est une activité importante pour la protection des intérêts Le guide en référence [13] présente la démarche d'identification par EDF des activités importantes pour la protection des intérêts (AIP) et les exigences définies associées. Les trois AIP identifiées pour la gestion des modifications notables sont :
- **réaliser une analyse de notabilité d'une modification matérielle et/ou documentaire (FACR)**
(exigence définie associée : justifier le caractère notable ou non de la modification et le choix de la procédure administrative retenue) ;
- **élaborer un dossier de modification notable (exigence définie associée : produire la**
démonstration que les éventuels risques ou inconvénients induits par la modification sont acceptables vis-à-vis de la démonstration de la protection des intérêts) ;
- **réaliser une modification matérielle notable de l'installation ou une modification matérielle**
sur EIP non couvertes par les référentiels de maintenance ou d'exploitation (corrections, …) (exigence définie associée : respecter lors de la phase de mise en œuvre les dispositions permettant de garantir le respect de la démonstration de protection des intérêts mentionnées dans le dossier autorisé ou déclaré à l'ASN).
Les inspecteurs ont interrogé la DESA sur le processus de gestion des écarts au regard de l'article 2.5.2 de l'arrêté en référence [3] vis-à-vis de ces AIP, mais il n'a pas été possible lors de l'inspection d'extraire la liste des écarts afférents à ces AIP. Vos représentants nous ont indiqués que compte tenu du nombre restreint de dossiers soumis à l'instance de contrôle interne et du faible retour d'expérience, aucun écart n'avait été identifié depuis le 1er **juillet 2019.**
Par ailleurs, vos représentants n'ont pas pu clairement expliquer aux inspecteurs comment était organisé le contrôle technique associé, au titre de l'article 2.5.3 de l'arrêté [3], à la troisième des AIP précitées. Demande B4 : je vous demande, sous trois mois, de :
- **me transmettre la liste des écarts afférents aux trois activités importantes pour la**
protection des intérêts portant sur la « gestion de modification notables » conçues par la DIPDE, ainsi que les plans d'actions associés pour leurs résorptions ;
- **me préciser les modalités de réalisation du contrôle technique pour l'activité « réaliser**
une modification matérielle notable de l'installation ou une modification matérielle sur EIP non couvertes par les référentiels de maintenance ou d'exploitation ».
## B.5. Liste Des Modifications Notables L'Article 1.2.5 De La Décision Citée En [3] Dispose Que :
« L'exploitant tient à jour la liste des modifications notables qui ont fait l'objet d'une demande d'autorisation ou d'une déclaration au titre des articles 26 et 27 du décret du 2 novembre 2007 susvisé. L'exploitant précise, pour chacune d'elles, son délai de mise en œuvre envisagé ou effectif, son éventuelle date d'autorisation ou de déclaration, et indique le cas échéant si sa mise en œuvre n'est plus envisagée. » Les inspecteurs ont eu accès lors de l'inspection au système de gestion intégré avec l'outil « IPE », permettant de mettre en exergue plusieurs données relatives à la gestion des modifications notables, dont plus particulièrement, la date de mise en œuvre envisagée, et le type de modification. Cependant, il n'a pas été possible de fournir sous assurance qualité un état consolidé de la liste des modifications notables précisant le type, le délai de mise en œuvre et le statut de la modification. Demande B5 : je vous demande de présenter sous trois mois un état des modifications notables soumises à déclaration et à autorisation comprenant :
- **l'entité en charge de la conception (DIPDE, UNIE, CNEPE, ..)** - **le délai de mise en œuvre envisagé ;**
- **la date d'autorisation ou de déclaration ;** - **l'intitulé de la modification et non numéro ;** - **l'avis de l'ICI (favorable, défavorable, favorables avec réserves) ;** - **le cas échéant le nombre de réserves et le type de réserves (MT STE, qualification, RDS,**
ou autres) si il y en a ;
- **les critères qui sont impactés au regard du guide en référence [6] ;**
- **une information relative à la déprogrammation le cas échéant.**
## C. **Observations** C.1. Critères D'Exclusion
L'article 4.4.2 alinéas 4 et 5 de la décision en référence [4] dispose que : « Les modifications suivantes ne sont pas notables, sauf dans le cas où elles ne respectent pas le critère 8) de l'article 3.1.1 de la présente décision : − les modifications dont l'unique effet en matière de protection des intérêts est de contribuer favorablement au traitement d'un écart ;
− les modifications respectant les critères énoncés aux articles 3.1.1, 3.1.2, 3.1.4, 3.1.6 et 3.1.8, et dont l'unique effet est de contribuer favorablement à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement ; »
Lors de l'analyse du cadre règlementaire d'une modification notable ou non notable, vos services appliquent le guide de rédaction des fiches d'analyse du cadre règlementaire en référence [6]. Ce guide permet de déterminer si une modification est notable, et si, le cas échéant, cette modification relève d'une déclaration ou d'une autorisation.
En application de l'article ci-dessus, le guide en référence [6] décline les critères d'exclusion respectivement nommés [EXCLU5] et [EXCLU6]. Ces critères d'exclusion permettent de déclasser des modifications notables en non notables, notamment les modifications visant à résorber un écart ou un constat et des modifications n'ayant qu'une contribution favorable à la protection des intérêts.
Par courrier du 31 décembre 2019 en référence [14] et en application de l'article R. 593-56 du code de l'environnement [1], vous avez déposé auprès de l'ASN une demande d'autorisation de modification de vos installations portant sur le positionnement haut des grappes d'arrêt et des grappes du groupe de compensation de puissance (GCP) à 222 pas. Cette modification vise à limiter le phénomène de remontée de flux neutronique en haut de colonne fissile pour les réacteurs nucléaires du palier CPY en gestion « Parité MOX ». Or, initialement, la DESA avait considéré cette modification non notable au regard de l'application du critère [EXCL5], mais l'examen de cette modification a cependant mis en évidence qu'elle avait un impact sur des études d'accidents.
Nonobstant l'impact positif de cette modification sur le traitement d'un écart, les impacts sur les études d'accident de cette modification ne peuvent être négligés. En conséquence, l'ASN a considéré que cette modification était notable au regard de l'article 4.4.2 alinéa 4 et 5 de la décision en référence
[4].
L'ASN rappelle que le terme « l'unique effet » dans les alinéas 4 et 5 de l'article 4.4.2 cité supra ne doit pas être entendu comme « unique objectif ».
Aussi, au titre de ce retour d'expérience, il semble pertinent que vous modifiez votre guide pour prendre en compte les précisions ci-dessus et pour renforcer vos analyses lors de l'élaboration des fiches d'analyses du cadre règlementaire.
## C.2. Documents Complémentaires
Lors de l'inspection, vous vous êtes appuyés sur certains documents pour présenter votre organisation ou répondre à certaines questions, que vous n'avez pas pu remettre aux inspecteurs en temps réel. Je vous demande de bien vouloir me transmettre ces documents, listés ci-après :
- **note de retour d'expérience concernant les réserves émises lors des réunions de l'instance de**
contrôle interne en 2019 ;
- **liste des fiches d'analyse du cadre réglementaire (FACRs) ayant fait ou devant faire l'objet**
d'une vérification de l'analyse de notabilité au titre de 2019 ;
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans le délai précisé dans les demandes, ou à défaut 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.
L'adjoint au directeur de la DCN,
en charge du bureau de suivi des matériels et des systèmes
## Signé Par : Thierry Lecomte
# 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] **Note technique n° D455018007995 indice 0 du 16 mai 2019 (repère commun)** [6] **Guide n° D455618005194 indice C du 25/06/2019 : rédaction des fiches d'analyse du cadre**
règlementaire (guide FACR)
[7] **Note n° D455619009802 indice A du 24/06/2019 : organisation du contrôle interne des**
modifications notables à la DIPDE
[8] **Guide n° D455619020141 indice C du 18/12/2019 : rédaction des analyses de rapporteur** [9] **Guide n° D455618050098 indice C du 18/12/2019 : rédaction des notes d'analyse du cadre**
règlementaire
[10] **Note n° D455019008007 du 27/07/2019 : avis de l'ICI relatif à la modification remplacement**
des fusibles des coffrets EDE 011/012 CR
[11] **Note n° D455619071610 du 03/09/2019 : avis de l'ICI relatif à la modification 4997 indice**
B, traitement pérenne du risque d'explosion interne dans le local du boremètre RCV NA0603
[12] **Note n° D455619075605 du 18/09/2019 : avis de l'ICI relatif à la modification UTO5751**
remplacement des connectiques et réaffectation à l'ébulliomètre des TC RIC de Dampierre 4
[13] **Guide EDF/DPN n° D400819000609, relatif à l'identification des EIP, des AIP et des**
exigences définies pour les INB de type REP en construction ou en fonctionnement
[14] Courrier EDF D455019010978 du 31 décembre 2019 |
INSSN-MRS-2020-0584%20 | DIVISION DE MARSEILLE
CODEP–MRS–2020-012454 Marseille, le 9 avril 2020
# Monsieur Le Directeur Du Cea Marcoule Bp 17171 30207 Bagnols Sur Cèze
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection n° INSSN-MRS-2020-584 du 11 février 2020 à Marcoule (INB no 148, Atalante)
Thème « Prévention des pollutions et maîtrise des nuisances »
Réf. : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Décision no 2016-DC-0545 de l'ASN du 1er mars 2016 fixant les prescriptions relatives aux modalités de consommation d'eau et de rejet dans l'environnement des effluents de l'installation nucléaire de base no 148, dénommée ATALANTE
[3] Décision no 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 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 no 148, dénommée Atalante, a eu lieu le 11 février 2020 sur le thème « prévention des pollutions et maîtrise des nuisances ». 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 no 148 du 11 février 2020 portait sur le thème « prévention des pollutions et maîtrise des nuisances ». Les inspecteurs se sont principalement intéressés au respect des prescriptions de la décision [2] pour la surveillance environnementale de l'installation. Concernant la représentativité des mesures effectuées, les mesures de perméance des équipements de prélèvement de la cheminée de l'INB présentent des résultats satisfaisants. De nouveaux essais sont prévus d'ici à 2023 pour caractériser l'isocinétisme des prélèvements et définir les contrôles et essais périodiques associés au maintien des performances des buses de prélèvement et de la stabilité de l'échantillonnage. Les inspecteurs ont examiné par sondage les contrôles et essais périodiques (CEP) relatifs aux dispositifs de surveillance radiologique des rejets gazeux, du dernier niveau de filtration et du confinement dynamique de la première barrière. Des améliorations sont attendues sur la traçabilité des CEP des chaines de mesure.
Une visite du local du tableau de contrôle des rayonnements, des moyens de prélèvement à l'émissaire de rejet des effluents gazeux, de la zone avant de la chaine blindée procédé (CBP) et du local ventilation qui abrite les chaines de mesure en continu des rejets gazeux a été réalisée.
Le suivi périodique des radionucléides mesurés dans l'environnement est associé à des seuils d'alerte basés sur un écart-type au-dessus de la moyenne d'activité du radionucléide mesuré. Cette disposition permet à l'exploitant de détecter rapidement les anomalies radiologiques.
Au vu de cet examen non exhaustif, les inspecteurs jugent comme globalement satisfaisante l'organisation mise en œuvre pour assurer la surveillance radiologique de l'environnement dans le périmètre d'Atalante.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Déchets Radioactifs
Au cours de la visite, les inspecteurs ont constaté l'entreposage de 8 fûts de déchets radioactifs de très faible activité (TFA) et de faible et moyenne activité (FA/MA) dans le local ventilation. Ces déchets seraient issus d'un chantier de démantèlement datant de fin décembre 2019 et d'un chantier de changement des filtres de ventilation datant de juillet 2019. Cette zone d'entreposage ne fait l'objet d'aucun affichage prescrit à l'article 3.3.1 de la décision [3].
A1. Je vous demande de justifier la présence des fûts de déchets radioactifs entreposés dans le local ventilation de l'INB au regard de votre plan de zonage établi conformément à la décision [3]. Vous me ferez part des actions de mise en conformité que vous mettrez en œuvre.
## Contrôles Et Essais Périodiques
Les inspecteurs ont examiné les CEP des chaines de mesure pour la surveillance radiologique effectuée à la cheminée. Une nouvelle voie iode a été mise en œuvre en septembre 2019 pour disposer d'une redondance conformément aux dispositions de la décision [2]. Les valeurs des CEP réalisés sur cette voie ne sont pas renseignées du fait d'une incompatibilité entre la supervision et la voie de mesure ; une demande de dépannage est en cours.
Plus globalement les inspecteurs ont relevé un manque de rigueur sur les CEP des chaines de mesures examinés, tels que l'absence de visas du contrôle technique, l'absence de dates, des erreurs ou absences de report de données. Votre documentation ne décrit pas suffisamment le processus de réalisation de ces CEP.
A2. Je vous demande de prendre des dispositions pour améliorer le renseignement de la documentation ainsi que la traçabilité des contrôles techniques et des vérifications réalisés sur les CEP des chaines de mesure conformément à l'article 2.5.6 de l'arrêté [1].
A3. Vous me tiendrez informé du dépannage de la voie redondante de mesure de l'iode ainsi que de ses contrôles de bon fonctionnement.
## B. Compléments D'Information
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes de compléments d'information.
## C. Observations
Cette inspection n'a pas donné lieu à observations. Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, 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. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division par messagerie (voir www.asn.fr) pour convenir d'un délai de réponse partagé.
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN |
INSSN-LYO-2020-0460 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 12 février 2020 N/Réf. : Codep-Lyo-2020-012485 Monsieur le Directeur Orano Cycle BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Orano Cycle - INB n° 178 et 179 Inspection n° INSSN-LYO-2020-0460 du 29 janvier 2020 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) prévu aux articles L. 596-1 et suivants du code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 29 janvier 2020 sur les parcs d'entreposage du Tricastin (INB n°178 et n° 179) du site nucléaire Orano Cycle de Pierrelatte (26), 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 des parcs d'entreposage uranifères des INB n° 178 et 179, le 29 janvier 2020, a porté sur le thème « Respect des engagements ». Les inspecteurs ont principalement vérifié le respect des engagements pris par l'exploitant à la suite d'événements significatifs déclarés et des inspections de l'ASN.
Les inspecteurs ont également vérifié comment l'exploitant avait géré l'événement de contamination du parc P35C de l'INB n° 179 déclaré le 11 octobre 2019. Les conclusions de l'inspection sont mitigées. Les inspecteurs ont pu vérifier le respect de certains engagements pris par l'exploitant. L'exploitant devra néanmoins justifier et décrire dans son référentiel la fréquence de surveillance des fûts entreposés et la représentativité des fûts « témoins » choisis. Il devra également s'assurer que sa documentation opérationnelle permet le respect complet des exigences de contrôles de ces fûts. L'exploitant devra également s'assurer de l'exhaustivité de sa liste d'exigences définies afférentes aux équipements importants pour la protection (EIP) et aux activités importantes pour la protection (AIP) de l'INB n° 179. En outre, il ressort de la gestion de l'événement de contamination du parc P35C déclaré le 11 octobre 2019 que l'organisation de l'exploitant ne prévoit pas les mesures à prendre pour traiter et garder l'historique des contaminations, pour gérer les équipements dont des parties sont inaccessibles pour les contrôler. Les inspecteurs ont également relevé plusieurs écarts en termes de gestion des déchets, de reclassement temporaire du zonage radiologique et du zonage déchets, dont l'exploitant devra analyser les causes.
## A. Demandes D'Actions Correctives. Contrôles Et Essais Périodiques Relatifs Au Maintien De L'Intégrité Des Fûts
Dans le cadre des suites de l'inspection du 26 octobre 2017 de l'INB n° 179, l'exploitant s'était engagé à mettre à jour la procédure TRICASTIN-16-012995 « Programme de surveillance des emballages sur les parcs exploités par DSI/LOG » pour justifier la fréquence de surveillance et la représentativité des fûts retenues pour constituer les files témoins.
Les inspecteurs ont consulté la procédure TRICASTIN-16-012995 à l'indice 2.0 du 31 mai 2018. Cette version ne répond pas à l'engagement décrit ci-avant.
Demande A1 : Je vous demande de mettre à jour la procédure TRICASTIN-16-012995
« Programme de surveillance des emballages sur les parcs exploités par DSI/LOG » afin de justifier la fréquence de surveillance retenu et la représentativité des fûts retenus pour constituer les files témoins, comme vous vous étiez engagé. Dans le cadre des suites de l'inspection du 26 octobre 2017 de l'INB n° 179, l'exploitant s'était engagé à définir des épaisseurs de référence pour les fûts témoins lors de la prochaine mise à jour de la procédure TRICASTIN-16-012995 « Programme de surveillance des emballages sur les parcs exploités par DSI/LOG » avant fin juin 2018. Les inspecteurs ont noté que cet engagement avait été respecté.
Aujourd'hui les exigences de contrôle par ultrason des fûts sont explicitées dans les documents suivants :
la procédure TRICASTIN-16-012995 « Programme de surveillance des emballages sur les parcs exploités par DSI/LOG » à l'indice 2.0 du 31 mai 2018, la liste TRICASTIN-18-015608 « Identification des emballages témoins et planning de surveillance » à l'indice 2.0 du 20 novembre 2018, le document TRICASTIN-18-008525 « Identification des emballages témoin 2018 » en date du 8 mars 2018, le mode opératoire TRICASTIN-19-001713 « Contrôle des épaisseurs par ultrason (MEP) de parois des conteneurs Fûts (118L, 213L et 223L) à l'indice 2.0 du 20 mai 2019,
les formulaires de contrôle spécifique pour chaque type de fût.
Les inspecteurs ont relevé dans la liste TRICASTIN-18-015608 que la justification de la représentativité des fûts témoins n'était pas complètement cohérente avec la liste des fûts témoins. En effet, la justification n'évoque que les fûts F200 et F118, alors qu'il y a des fûts F223 dans la liste des fûts témoins. En outre, la justification de la représentativité des fûts témoins n'aborde pas l'ensemble des caractéristiques des colis constitués par les fûts témoins (provenance, enrichissement, tare, épaisseur de référence, matière, et date de remplissage). Demande A2 : Je vous demande de revoir votre justification de la représentativité des fûts témoins pour prendre en compte l'ensemble des types de fûts et de leurs paramètres. Vous modifierez la liste des fûts témoins le cas échéant. En outre, l'exploitant s'était engagé à mettre en cohérence ses règles générales d'exploitation (RGE) avec le programme de surveillance de contrôle de l'intégrité des fûts. Aujourd'hui l'exploitant à retirer de ses RGE les détails des exigences de contrôles des essais périodiques (fréquence notamment), en référençant une note décrivant de manière détaillée les exigences de contrôles sur les INB n° 178 et 179.
Demande A3 : Je vous demande de mettre à jour les RGE des INB n° 178 et 179 afin de décrire de manière détaillée les exigences de contrôles de vos EIP, et notamment les contrôles d'intégrité des emballages.
Le mode opératoire TRICASTIN-19-001713 définit des épaisseurs nominales des fûts de 1,5 ; 1 ; 0,9 et 0,83 mm, associées à des valeurs minimales de mesures par ultrason acceptables. Néanmoins, il n'existe pas de fûts d'épaisseur nominale de 0,9 mm dans la liste des fûts témoins de la liste TRICASTIN-18015608. De plus, aucun formulaire de contrôle n'existe pour les fûts d'épaisseur 0,83 mm. Demande A4 : Je vous demande de vous assurer de la cohérence de votre référentiel documentaire et de vos modes opératoires concernant les contrôles par ultrason des fûts. Enfin, les inspecteurs ont relevé dans le parc P35C de l'INB n° 179 la présence de plusieurs fûts légèrement enfoncés contenant de l'UO3, l'enfoncement ne mettant *a priori* pas en cause le confinement des matières. L'exploitant a indiqué qu'il n'y avait pas de suivi particulier de ces fûts. De la même façon, des cylindres fortement rouillées présent sur le parc extérieur P04A de l'INB n° 178 ne font pas l'objet d'un suivi particulier.
Demande A5 : **Je vous demande de justifier l'absence de vérification périodique du** confinement du confinement des matières des emballages présents dans les parcs P04A de l'INB n° 178 et P35C de l'INB n° 179. Gestion de l'événement relatif à la perte de l'intégrité de fûts d'U3O8 dans le parc P35C de l'INB n° 179 Les inspecteurs ont vérifié comment l'exploitant avait géré l'événement significatif déclaré le 11 octobre 2019, relatif à la perte d'intégrité de fûts d'U3O8 dans le parc couvert P35C de l'INB n°179, qui a conduit à contaminer l'atmosphère et le sol d'une partie du parc.
L'exploitant a indiqué aux inspecteurs qu'il avait tenté de décontaminer les parties de sol contaminés, sans succès, et avait alors décidé de fixer la contamination dans le sol à l'aide d'une peinture. Néanmoins, l'exploitant n'a pas été en mesure de montrer aux inspecteurs une formalisation de cette prise de décision, et de l'impossibilité technico-économique de décontaminer la zone. L'exploitant n'a pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs à quel endroit de son système de gestion intégré (SGI) le traitement des contaminations était abordé. Demande A6 : Je vous demande de me démontrer l'impossibilité technico-économique de décontaminer la zone. Demande A7 : Je vous demande de mettre à jour votre SGI pour formaliser votre organisation pour traiter les contaminations incidentelles sur vos installations.
Les inspecteurs ont également consulté les certificats de contrôles radiologiques (CCR) des matériels présents dans le parc P35C réalisés lors de la sortie de ces matériels de zone à déchets nucléaires temporaire. Les inspecteurs ont noté que les matériels n'étaient pas identifiés par leur référence dans ces CCR (élingues, pinces à fût, grappin…) et qu'un nombre important de CCR indiquait la présence de parties incontrôlables. L'exploitant n'a pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs quelles sont les consignes à appliquer lorsqu'il souhaite sortir de zone à déchets nucléaire (ZDN) des matériels potentiellement contaminés du fait d'un évènement et contenant des parties incontrôlables. La procédure TRICASTIN-15-007486 « Contrôle radiologique du matériel et traçabilité associée » n'aborde pas ce sujet. Demande A8 : Je vous demande de mettre à jour votre système de gestion intégré afin de définir les règles à appliquer en cas de présence de parties incontrôlables pour les matériels sortant de ZDN. Demande A9 : Je vous demande de vous assurer que tous les matériels qui ont été évacué des ZDN temporaires de P35C dans le cadre de la gestion de cet événement de contamination ont été étiquetés « Matériels dédiés en zone réglementée ».
L'exploitant a indiqué aux inspecteurs qu'il n'avait pas prévu d'afficher en local les endroits où de la contamination fixée était présente. Je vous rappelle que l'article 3.6.5-II de l'annexe de la décision n° 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 INB prévoit que « l'exploitant identifie en particulier, dans le plan de zonage déchets, les zones ayant fait l'objet d'un déclassement définitif et qui, même assainies en surface, pourraient être contaminées ou activées dans les structures ou dans les sols. Il précise les dispositions et restrictions éventuelles associées aux opérations qui pourraient être menées dans ces zones ». L'exploitant a également indiqué aux inspecteurs qu'il n'avait pas prévu de mettre à jour le plan de démantèlement de l'INB n° 179 pour prendre en compte la contamination fixée dans P35C. En outre, en marge de l'inspection, l'exploitant a transmis aux inspecteurs la fiche de contrôle radiologique de déclassement du zonage déchets temporaire indiquant l'absence de contamination fixée sur le sol de P35C. Ceci est susceptible d'engendrer un oubli dans le temps de la présence de points de contamination sur le sol du parc P35C. Demande A10 : Je vous demande de m'indiquer ce que prévoit votre SGI en cas d'incident de contamination qui engendre la présence de contamination fixée sur le sol ou dans les structures d'un bâtiment, afin de répondre aux exigences de l'article 3.6.5-II de l'annexe de la décision de l'ASN n° 2015-DC-0508 du 21 avril 2015 précitée. Vous modifierez votre SGI le cas échéant.
Demande A11 : Je vous demande de vous assurer de la mise à jour de vos plans de démantèlement en cas d'incident de contamination qui engendre la présence de contamination fixée dans le sol ou les structures. Les inspecteurs se sont rendus au parc P35C de l'INB n° 179. Ils ont constaté en extérieur, à l'ouest du bâtiment, en zone à déchets conventionnels, 6 caisses de déchets contenant d'après l'exploitant des déchets nucléaires issus du chantier de fixation de la contamination dans le parc P35C évoqués ci-avant (en zone à déchets nucléaires). Ces caisses étaient entourées d'un balisage. Les inspecteurs ont relevé les écarts suivants :
les 6 caisses disposaient de l'étiquetage de contrôle radiologique en sortie de ZDN, mais plusieurs de ces étiquettes n'indiquaient pas s'il s'agissait de matériel dédié en zone radiologique ou de déchets (cases à cocher),
les sacs de déchets présents dans les caisses n'étaient pas étiquetés, n'indiquant donc pas la nature des déchets, la présence d'un aspirateur ayant probablement séjourné en ZDN non emballé, une étiquette « zone à déchets nucléaires » collée sur une des caisses de déchets.
Ces éléments constituent des écarts aux règles de gestion des déchets définies dans les RGE et l'étude sur la gestion des déchets de l'INB n° 179. En outre, les inspecteurs ont relevé à proximité de cette zone, 3 poubelles de collectes de déchets *a priori* conventionnels, sans que le caractère conventionnel des déchets à collecter soit précisément indiqué sur ces poubelles. Sur l'une des poubelles, le texte affiché est susceptible d'engendrer l'élimination de déchets nucléaires dans la mauvaise filière. Demande A12 : Je vous demande d'analyser les causes de ces écarts, et de définir des mesures pour qu'ils ne se reproduisent plus.
Demande A13 : Je vous demande de vous assurer que vos poubelles de collecte de déchets conventionnels aient un affichage indiquant clairement le caractère conventionnel des déchets pouvant y être collectés.
En outre, les inspecteurs ont demandé à l'exploitant comment le risque radiologique, le risque d'incendie et les problématiques relatives à la gestion des déchets et au risque de transfert de contamination avaient été pris en compte en amont de l'activité de décontamination et de fixation de la contamination. Hors inspection l'exploitant a transmis aux inspecteurs un avenant au plan de prévention générique de l'entreprise extérieure ayant réalisé l'intervention. Ce plan de prévention aborde clairement les mesures à prendre face au risque radiologique de l'activité. Néanmoins, aucun élément n'est présenté concernant le risque d'incendie et la gestion des déchets. Les inspecteurs considèrent que les écarts relatifs à la gestion des déchets décrits ci-avant sont susceptibles d'être expliqués par un défaut d'information formalisée aux intervenants extérieurs concernant la gestion des déchets. Demande A14 : Je vous demande d'analyser les dysfonctionnements dans votre organisation qui vous ont conduit à ne pas prendre en compte la gestion des déchets et le risque d'incendie concernant la prestation de décontamination et de fixation au sol de cette contamination dans le parc P35C de l'INB n°179. Demande A15 : Je vous demande de justifier la validité de l'étude du risque incendie associé au bâtiment P35C prenant en compte les modifications réalisées.
## Gestion Des Reclassements Temporaires Du Zonage Radiologique Et Du Zonage Déchets
Les inspecteurs ont consulté les fiches de modification provisoire du zonage radioprotection et du zonage déchets (FMZ) ouvertes dans le cadre de la gestion de l'événement précité de contamination du 11 octobre 2019. L'utilisation de ces FMZ est requise par le chapitre 4 « Maitrise des zones règlementées et propreté radiologique » des règles générales de radioprotection (RGR) de la plateforme ORANO Tricastin.
Les inspecteurs ont relevé que ces fiches s'intitulaient « fiche de modification provisoire du zonage radioprotection » alors qu'elles permettent également le modifier de manière provisoire le zonage déchets.
Les inspecteurs ont également noté que ces FMZ ne prévoient pas l'ajout du risque d'exposition interne
(contamination) tout en conservant la même couleur du zonage radioprotection. A titre d'exemple, avant l'incident de contamination, le parc P35C était classé zone contrôlée jaune à risque d'exposition externe. Après l'incident de contamination, le parc P35C aurait dû formellement être reclassé zone contrôlée jaune à risque d'exposition externe et interne, nécessitant la modification de l'affichage et l'ajout d'appareil de mesure radiologique (ces dispositions avaient cependant bien été mises en œuvre en local par l'exploitant). Les inspecteurs ont également relevé que dans l'ancien modèle de FMZ, pour une modification du zonage déchets, l'exploitant devait statuer sur la nécessité de mettre en place des appareils de contrôle de la contamination atmosphérique et des appareils de contrôles de mesure du personnel (qui peut être requis pour le premier type d'appareil et obligatoire pour le second type d'appareil), ce qui n'est plus le cas avec le nouveau modèle de FMZ. Ceci est susceptible d'engendrer des erreurs. Demande A16 : Je vous demande de mettre à jour le modèle de ces FMZ, pour que leur nom indique qu'elles permettent également la modification du zonage déchets, pour qu'elles prévoient l'ajout du risque d'exposition interne et d'appareils et d'affichages complémentaires à mettre en œuvre, et pour qu'elles prévoient de s'interroger sur la nécessité de mettre en œuvre des appareils complémentaires (appareil de contrôle atmosphérique et du personnel notamment) lors d'une modification temporaire du zonage déchets. Les inspecteurs ont également relevé que l'exploitant avait utilisé un nouveau modèle de FMZ, qui n'avait pas été formellement diffusé et qui n'était donc pas présent dans son système de gestion documentaire.
Demande A17 : Je vous demande d'analyser l'origine de ce dysfonctionnement et de définir des parades pour qu'il ne se reproduise plus.
L'exploitant a ouvert une FMZ le 10 octobre 2019 pour mettre en place une zone à déchets nucléaire
(ZDN) temporaire dans l'ensemble du parc P35C à la suite de l'événement de contamination. Entre le 15 et le 17 octobre 2019, l'exploitant a clôturé cette FMZ, pour ouvrir une autre FMZ et réduire la taille de la ZDN à la seule zone contaminée. Néanmoins, la 1ère FMZ clôturée ne trace qu'un seul point de contrôle d'absence de contamination. Ainsi, l'exploitant n'est pas en mesure de démontrer que l'ensemble du sol déclassé entre le 15 et 17 octobre 2019 a bien fait l'objet d'un contrôle d'absence de contamination, ni de démontrer que les emballages et les structures du parc P35C présents dans la 1ère ZDN temporaire avaient également fait l'objet d'un contrôle d'absence de contamination. Les inspecteurs rappellent que cet événement de contamination a conduit à détecter une contamination de l'atmosphère du bâtiment P35C. L'exploitant a indiqué aux inspecteurs que le logiciel « MIROIR » utilisé pour formaliser la localisation et les résultats des contrôles de contamination ne permettait pas de détailler les contrôles réalisés dans P35C,
la carte de cette zone étant trop petite.
Demande A18 : Je vous demande de réaliser sous assurance de la qualité, dans les plus brefs délais, les mesures d'absence de contamination des emballages et des structures internes du parcs P35C qui sont susceptibles d'avoir été exposé à la contamination atmosphérique lors de l'événement. Vous justifierez la représentativité des mesures vous permettant d'exclure tout risque de contamination des structures et des emballages présent dans le parc P35C le cas échéant. Demande A19 : Je vous demande d'analyser les dysfonctionnements qui ont conduit à ne tracer qu'une seule mesure radiologique pour déclasser une surface significative du parc P35C. Vous définirez des mesures préventives pour que de tels dysfonctionnements ne se reproduisent plus. Demande A20 : Je vous demande de vous assurer que votre système d'enregistrement des contrôles radiologiques réalisés sur vos installations permet de localiser précisément l'emplacement de ces contrôles.
Les inspecteurs se sont rendus sur le parc P35C, où ils ont relevé de part et d'autre de la zone à déchets nucléaire temporaire, que l'affichage de passage entre la ZDC et la ZDN était présent, mais pas l'affichage indiquant la sortie d'une ZDN pour entrer en ZDC. De plus, les inspecteurs ont relevé l'absence d'appareil de contrôle radiologique au niveau du saut de zonage déchets à l'intérieur du parc P35C. Enfin, le balisage et l'affichage de l'entrée dans une ZDN temporaire n'étaient pas présents sur toute la ZDN
(absence sur les côtés).
Demande A21 : Je vous demande d'analyser l'origine de ces écarts, et de définir des mesures pour qu'ils ne reproduisent plus. Conformité des exigences définies relatives aux contrôles et essais périodiques (CEP) des EIP Dans le cadre des suites de l'inspection du 6 mars 2019 de l'INB n° 179, l'exploitant s'était engagé à :
1. Réaliser une revue de conformité aux exigences définies des RGE sur l'ensemble de la documentation opérationnelle de l'exploitant relative aux CEP, accompagnée d'un planning de correction des écarts selon les enjeux associés, pour septembre 2019, 2. Créer pour chaque EIP un document passerelle (fiche EIP) répertoriant l'ensemble des documents associés à la réalisation des CEP, pour septembre 2019,
3. Créer ou mettre à jour les enregistrements associés au contrôle des exigences définies de CEP
avec si nécessaire une redéfinition des critères de contrôle des exigences définies (ED) et formalisation des contrôles techniques, pour mars 2020.
Les inspecteurs ont relevé que les deux premiers engagements avaient été réalisés.
Néanmoins, en consultant par sondage la note technique TRICASTIN-19-010789 « PARCS INB 179 :
LISTE DES EIP ET AIP », les inspecteurs ont relevés que cette liste ne mentionnait pas les ED relatives aux contrôles à réaliser sur les emballages pour assurer le bon confinement des substances radioactives. Demande A22 :Je vous demande mettre à jour la note technique TRICASTIN-19-010789 « PARCS INB 179 : LISTE DES EIP ET AIP » afin de corriger cet oubli. Demande A23 : Je vous demande de vous assurer que la note technique TRICASTIN-19-010789 « PARCS INB 179 : LISTE DES EIP ET AIP » référence l'ensemble des exigences définies des EIP et des AIP de l'INB n° 179, déterminées par la démonstration de sûreté de l'INB. Vous m'indiquerez les résultats de cette revue.
Concernant le 3ème engagement consistant à créer ou mettre à jour les enregistrements associés au contrôle des exigences définies de CEP avec si cela est nécessaire une redéfinition des critères de contrôle des ED et une formalisation des contrôles techniques, pour mars 2020, l'exploitant a indiqué qu'il ne respecterait probablement par cette échéance. Demande A24 : Je vous demande de définir une échéance ambitieuse et réaliste pour créer ou mettre à jour les enregistrements associés au contrôle des exigences définies de CEP avec si nécessaire une redéfinition des critères de contrôle des ED et une formalisation des contrôles techniques.
## Transport Interne Des Échantillons De Conteneurs Lr35 Entre L'Inb N°178 Et L'Inb N°176
Les inspecteurs ont consulté la fiche d'évaluation de modification ou demande d'autorisation de modification (FEM/DAM) relative à la caractérisation de la matière contenue dans les conteneurs LR35 situées sur le parc P03. Cette FEM/DAM couvre la prise d'échantillon dans les LR35, leur conditionnement, ainsi que leur envoi vers l'INB n° 176.
Les inspecteurs ont relevé que cette FEM/DAM n'abordait pas le sujet du transport interne. Pourtant le transport interne de ces échantillons dans des fûts de 30 L vers l'INB n° 176 n'est aujourd'hui pas autorisé par les RGE de l'INB n° 178.
Le jour de l'inspection, cette FEM/DAM n'avait pas encore été autorisée, car l'instance de contrôle interne (ICI) avait émis un avis négatif pour demander de mettre à jour la FEM/DAM sur plusieurs sujets. L'ICI n'a pourtant pas relevé que les transports prévu par les opérations décrites dans la FEM/DAM n'étaient pas autorisées par le référentiel de l'INB n° 178. Demande A25 : Je vous demande de mettre à jour la FEM/DAM pour analyser le transport interne des échantillons des emballages LR35 par fûts de 30 L entre les INB n° 178 et 176. Demande A26 : Je vous demande d'analyser les dysfonctionnements au sein de l'organisation de l'INB n° 178 et de l'ICI qui ont engendré la non-prise en compte du transport interne de ces échantillons dans la rédaction de la FEM/DAM par l'INB n° 178 et lors de sa vérification par l'ICI, afin de mettre en place des parades pour que ces manquements ne se reproduisent pas.
## Affichage Des Risques Du Parc P04A
Lors de la visite du parc P04A de l'INB n° 178, les inspecteurs ont relevé que l'affichage standard des parcs d'entreposage était absent pour ce parc. Cet affichage permet notamment d'indiquer le nom du parc, les éventuels risques, les éventuelles règles d'accès et le zonage déchets de la zone. Demande A27 : Je vous demande de mettre en place dans les plus brefs délais l'affichage standard de la plateforme ORANO Tricastin du parc P04A de l'INB n°178.
## Contrôle D'Absence De Contamination Du Parc P04A De L'Inb N° 179
L'exploitant ne réalise pas de contrôle d'absence de contamination dans le parc extérieur P04A de l'INB
n° 179, classé zone à déchets conventionnels. L'article 3.5.1 de l'annexe de la décision de l'ASN n° 2015-
DC-0508 prévoit pourtant que « *l'exploitant vérifie par des contrôles appropriés, notamment des contrôles radiologiques,*
la pertinence du plan de zonage déchets et la conformité de la carte du zonage déchets de référence à celui-ci, au regard des conditions d'exploitation de l'installation et des opérations ponctuelles susceptibles de le modifier ou de le faire évoluer de manière temporaire ou pérenne ».
Demande A28 : Je vous demande de vous assurer que l'ensemble des périmètres des INB n° 178 et n° 179 font l'objet de contrôles radiologiques périodiques pour vérifier la conformité de la carte de zonage déchets de référence. Pour les zones à déchets conventionnels en défaut de contrôle, je vous demande de les réaliser dans les meilleurs délais.
## Accès Aux Parcs D'Entreposage
Dans le compte-rendu de l'événement significatif déclaré le 23 août 2018 relatif à plusieurs interventions en zone spécialement règlementée jaune sans suivi de la dosimétrie opérationnelle dans l'INB n° 93 et dans les parcs d'entreposage de l'INB n° 178, l'exploitant s'était engagé à réaliser une expertise conjointe entre le service radioprotection, l'exploitant, et la sûreté, visant à renforcer la robustesse de l'accès en zone réglementée sur les parcs d'entreposage et d'alerte en cas de risque d'écart pour fin juin 2019.
Les inspecteurs ont relevé que l'exploitant avait repoussé l'échéance de cette expertise à fin février 2020.
Demande B1 : Je vous demande de me transmettre les conclusions de cette expertise, ainsi que le plan d'action défini à l'issu de cette expertise.
## Evacuation Des Emballages Dégradés Du Parc P04A
L'exploitant a indiqué aux inspecteurs lors de la visite du parc P04A extérieur de l'INB n° 178, qu'un échéancier d'évacuation des emballages présents sur le parc (cylindre 30 pouces, cylindre 48 pouces et emballages DV70) avait été constitué. Demande B2 : Je vous demande de me transmettre l'échéancier d'évacuation des emballages présents sur le parc P04A extérieur de l'INB n° 178. Vous m'indiquerez comment cet échéancier a été constitué, concernant notamment la priorisation des évacuations compte-tenu des potentiels de dangers et de l'état de dégradation des emballages.
Mise hors service du système de détection automatique d'incendie sur le parc P35C de l'INB n° 179 Lors de la visite du parc P35C, les inspecteurs ont relevé que le système de détection automatique d'incendie (DAI) était hors service. L'exploitant leur a indiqué que cela était dû à un asservissement mettant hors service la DAI, lorsque la lumière est allumée, afin que le système de DAI ne se déclenche pas à cause de la remise en suspension de poussières lors d'activités de manutention. Il a précisé que ce mode de fonctionnement avait était remis en cause dans le cadre de la réévaluation périodique de l'INB n° 179 et qu'un avis de panne avait été émis pour supprimer cet asservissement.
Demande B3 : Je vous demande de me confirmer la suppression de l'asservissement d'extinction du système de DAI en cas d'allumage des lumières du parc P35C de l'INB n° 179. Vous vous assurerez que cet asservissement n'est pas présent sur d'autres parcs d'entreposage des INB de la plateforme ORANO Tricastin.
Calculs de tenue au séisme des emballages gerbés du parc P35C Lors de la visite du parc P35C de l'INB n° 179, les inspecteurs ont noté à l'est du parc que plusieurs emballages étaient gerbés, sur un sol légèrement en pente. L'exploitant a indiqué que le rapport de la réévaluation périodique de l'INB n° 179 prévoit de réviser les calculs sur la tenue au séisme des emballages du parc P35C. Néanmoins, le cas particulier de ces fûts gerbés en pente à l'est du parc P35C n'est pas abordé dans le rapport transmis à l'ASN. Demande B4 : Je vous demande de vous engager à prendre en compte le cas particulier de ces fûts gerbés en pente sur le parc P35C de l'INB n° 179 lors de la révision de vos calculs de tenue au séisme des emballages présents sur ce parc.
## C. Observations
Sans objet.
∞∞
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division, Signé par :
Eric ZELNIO |
INSSN-CAE-2020-0868 | DIVISION DE CAEN
À Caen, le 31 janvier 2020X ou XX [mois] 2019 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-009682 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 Orano Cycle La Hague Inspection n° INSSN-CAE-2020-0868 du 23 janvier 2020 Remplacement des groupes électrogènes de sauvegarde de l'atelier T21, dans le cadre du projet NCPF2 Réf. : Titre IX du livre V de la partie législative du code de l'environnement Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 23 janvier 2020 à l'établissement Orano Cycle de La Hague, sur le thème du remplacement des groupes électrogènes de sauvegarde (GES)
de l'atelier T2, dans le cadre du projet NCPF de cet établissement.
J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet avait pour objectif de vérifier la conformité, au regard de la sûreté, des dispositions à prendre par Orano Cycle pour effectuer le remplacement des GES de l'atelier T2, conformément au dossier de demande qui a permis à l'ASN de délivrer une autorisation3 à l'exploitant. Elle a volontairement coïncidé avec l'essai intéressant la sûreté (EIS) du nouveau GES de la voie A, traitant de la mise en sauvegarde des installations de l'atelier T2, une fois celui-ci mis en place. Ainsi, les inspecteurs ont tout d'abord assisté à l'exercice de sauvegarde sur la voie A, sur lequel s'est appuyée la réalisation de l'EIS
évoqué. Par la suite, ils ont effectué une visite de terrain, afin notamment de visualiser les groupes électrogènes mobiles (GEM) mis en place pour le projet, et leurs protections, ainsi que les cuves de gasoil remplacées. Dans un second temps, les inspecteurs ont abordé en salle la qualification des deux nouveaux GES (voie A et B), les essais déjà réalisés et leurs résultats. Ils ont également contrôlé par sondage le plan de surveillance des EIS, mis en place par la maîtrise d'ouvrage (MOA), ainsi que la partie concernant la vérification des essais du plan de surveillance projet (PSP) du maître d'œuvre (MOE). Les inspecteurs ont poursuivi par des échanges sur la maintenance des nouveaux GES, et enfin sur le remplacement des cuves de gasoil alimentant les GES. Au vu de cet examen par sondage, et des constats réalisés sur le terrain, notamment lors d'un essai intéressant la sûreté exécuté en présence des inspecteurs, la conduite du projet lié au remplacement des groupes électrogènes de sauvegarde de l'atelier T2 apparait très satisfaisante. Concernant l'exploitant de l'atelier T2, il devra s'assurer que ses opérateurs respectent les conduites à tenir attendues lors de la gestion de situations incidentelles, tel que réclamé dans la demande d'action corrective suivante.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Respect Des Conduites À Tenir En Situation Accidentelle
L'article 3.1 de l'arrêté du 7 février 20124, en son paragraphe II, dispose que : « La mise en œuvre du principe de défense en profondeur s'appuie notamment sur (…) une préparation à la gestion d'éventuelles situations d'incident et d'accident ». Lors de la réalisation de l'exercice de sauvegarde, les inspecteurs ont constaté que l'opérateur en charge des actions principales à mener pour la mise en sauvegarde des ateliers T2 et T2D, conformément au mode opératoire (MO) 2004-14137 v10 en sa possession, n'a pas respecté les consignes écrites dans ledit MO, lui indiquant de « vérifier l'absence de défauts en appuyant sur les boutons « acquittement défauts » », puis de « vérifier le niveau DES réservoirs de gazole ». A noter que le niveau attendu dans les réservoirs n'est pas indiqué dans le MO. Vos représentants ont précisé que cet opérateur était nouveau sur les installations, qu'il s'agissait de son premier exercice de sauvegarde. Ils ont également insisté sur le fait que ces exercices ont justement pour but de familiariser les opérateurs avec les consignes relevant des conduites à tenir (CAT) en situations incidentelles ou accidentelles. Cependant, si cette vision est partagée par les inspecteurs, ils ont tenu à rappeler que le respect scrupuleux de consignes écrites, à moins d'en référer auparavant à la hiérarchie, est la base de toute CAT, et que si ces circonstances peuvent apparaitre atténuantes au regard du constat, un retour d'expérience devra en être tiré.
Je vous demande de prendre toutes les dispositions nécessaires pour que les opérateurs amenés à réaliser des actions, dans le cadre de situations incidentelles ou accidentelles, respectent scrupuleusement les consignes écrites. Je vous demande de tirer un retour d'expérience du constat évoqué précédemment, et de me transmettre le compte-rendu de l'exercice de sauvegarde réalisé, accompagné de l'éventuel plan d'actions qui en découlera. Je vous demande d'indiquer clairement dans le mode opératoire 2004-14137 précité, le niveau de gazole attendu dans les réservoirs des GES. Par ailleurs, ledit MO demande à l'opérateur de « vérifier toutes les 20 minutes les paramètres de fonctionnement des groupes diesel », or, à part son dosimètre opérationnel, il n'y avait en sa possession, ou mis à sa disposition, aucun moyen de mesurer le temps. Je vous demande de mettre à disposition de vos opérateurs, tous les moyens nécessaires pour la bonne exécution des tâches qui leur sont confiées dans le cadre d'opérations ayant trait à la sûreté.
## A.2 Essai Concernant Une Exigence De Sûreté
La « Procédure d'essais GE [groupe électrogène] « Modèle » renseignée » référencée DER 101831 59 004 1400, fait référence à la FEE no 201 concernant l'exigence de sûreté (EXS) no EXS 101831 P45 002 REV00.
Cependant, cet essai n'a pas été considéré comme un EIS. Vos représentants n'ont pas su en indiquer les raisons aux inspecteurs lors de l'inspection. A posteriori, ils ont indiqué que les EIS sont définis par la sûreté dans la nomenclature des EIS référencée NM101831 00 0001, et que, comme l'avaient sousentendu les inspecteurs, seules les fiches d'essais relatives aux EIS doivent faire référence à une EXS. Le cas soulevé en inspection relève donc d'un mauvais renseignement des fiches d'essais. S'il a été précisé qu'un rappel serait réalisé auprès des équipes d'essai, les inspecteurs ne s'expliquent pas que le référencement à une EXS, pourtant bien en évidence dans le cartouche de la première page d'une fiche d'un essai non EIS, n'ait fait réagir personne. Je vous demande de m'indiquer dans quelles conditions une fiche d'essai qui n'est pas qualifiée d'essai intéressant la sûreté, a pu comporter une référence à une exigence de sûreté, sans que votre processus de validation documentaire, ni même d'essais, n'ait pu permettre d'identifier cette erreur.
## B Compléments D'Information B.1 Rapport De L'Eis « Mise En Sauvegarde Nouveau Ges Voie A »
Vos représentants ont indiqué que l'EIS de mise en sauvegarde du nouveau GES voie A, était réalisé en présence de l'organisme APAVE, dont la supervision se traduira par un rapport issu de l'analyse, a posteriori, de l'enregistrement en continu de l'essai. Ce rapport sera joint à la fiche d'essai exécuté (FEE)
no 211, une fois finalisée Je vous demande de me communiquer la fiche d'essai exécuté no 211 finalisée, ainsi que le rapport final de l'APAVE faisant office de leur analyse.
## B.2 Pression D'Huile Du Nouveau Ges
La FEE no 210 concernant l'essai sur banc des GES à pleine puissance, consultée lors de l'inspection, mentionne une pression d'huile stable à 6 bars. Cette donnée attendue est par ailleurs reprise dans le MO 2004-14137 précité. Pendant l'EIS « mise en sauvegarde nouveau GES voie A », les inspecteurs ont pu constater que la pression d'huile ne s'est stabilisée qu'autour des 8 bars au moyen du manomètre gradué jusqu'à la valeur 10. Ils ont alors interrogé vos représentants qui ont, a posteriori, répondu que la pression maximale attendue du circuit hydraulique est bien de 6 bars, telle que mentionnée dans les documents présentés lors de la visite, et que, après analyse, il s'avère qu'une vanne située sur ce circuit était partiellement fermée lors du déroulement de l'essai. Aux dires de vos représentants, cette montée en pression de 2 bars par rapport à la pression attendue, lors de l'essai, ne remet pas en cause le bon fonctionnement futur du groupe électrogène, et il est prévu de prendre des mesures afin de rendre impossible la manœuvre de cette vanne en dehors des opérations de maintenance. Je vous demande de m'informer du retour d'expérience tiré du déroulement de cet essai, et de toutes les mesures concrètes que vous comptez mettre en œuvre pour éviter son renouvellement.
## C Observations
C.1 L'affiche indiquant la « Présence de FIS ou EIP », présente dans le local du GES de la voie A, avait tendance à « voler » lors de l'ouverture de la porte, et semblait susceptible de se décoller, au vu des flux d'air importants générés par le fonctionnement du GES et des adhésifs utilisés pour son maintien.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division, Signé par Laurent PALIX |
INSSN-LYO-2020-0453 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 17 février 2020 N/Réf. : CODEP-LYO-2020-013894 Monsieur le Directeur ORANO Cycle BP 16 26701 PIERRELATTE Cedex Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base (INB)** Orano Cycle– Usine Georges Besse II - INB n° 168 Thème : « Suivi en service des équipements sous pression (ESP) »
Référence à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2020-0453 du 29 janvier 2020 Références : [1] Code de l'environnement [2] Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples
[3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) prévu au code de l'environnement, aux articles L. 593-33, L. 5961 et suivants, une inspection courante a eu lieu le 29 janvier 2020 à l'usine Georges Besse II (INB n°168) du site nucléaire Orano de Pierrelatte, sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression ».
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 29 janvier 2020 portait sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression (ESP)». Cette inspection visait à évaluer l'organisation retenue par le site pour l'application des exigences réglementaires liées aux opérations d'entretien et de surveillance des équipements sous pression. Un examen visuel de quelques ESP a permis de vérifier l'état apparent, l'identification et l'environnement de ces équipements et de leurs accessoires de sécurité.
Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs ont pu vérifier que l'organisation mise en place pour assurer le suivi en service et notamment les contrôles périodiques des ESP était satisfaisante et que les contrôles périodiques requis étaient réalisés. L'état apparent, l'identification et l'environnement des équipements et de leurs accessoires de sécurité, relevés dans les installations, sont apparus globalement satisfaisants. Les inspecteurs considèrent cependant que l'exploitant doit améliorer la prise en compte générale des ESP implantés dans les installations pour répondre pleinement aux exigences réglementaires fixées par les textes en référence. Notamment, il doit apporter davantage de rigueur dans la constitution des dossiers d'exploitation en veillant particulièrement à l'exactitude des informations reportées dans les rapports d'inspection.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Description de l'organisation L'organisation pour le suivi en service des ESP de l'INB n°168 est définie dans la note technique référencée TRICASTIN-19-004367 version 1.0 qui est applicable pour l'ensemble des usines constitutives de l'établissement ORANO de la plateforme du Tricastin. Or, contrairement à ce qui est décrit dans cette note, le suivi des contrôles réglementaires des ESP n'est pas réalisé par une personne dédiée mais par deux entreprises prestataires assurant la maintenance des groupes froids et des autoclaves. Demande A1 : Je vous demande de mettre en cohérence la note référencée TRICASTIN-19004367, définissant l'organisation du suivi réglementaire des ESP en service au sein des usines ORANO de la plateforme du Tricastin, avec les pratiques effectivement mises en œuvre pour ce qui concerne l'usine Georges Besse II.
## Contrats Pour Les Actes Régaliens
L'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 (réf. [3]) demande que les contrats concernant les actes régaliens réalisés par des organismes, dans le cadre de leur habilitation, soient spécifiques, c'est-à-dire distincts de ceux avec les titulaires de prestations classiques. Or, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que la contractualisation par l'entreprise en charge de la maintenance des groupes froids, des contrôles réglementaires des ESP ne différenciait pas les différents types de travaux, ce qui ne permet pas de respecter la séparation contractuelle requise. Demande A2 : Je vous demande de veiller à établir une contractualisation des contrôles réglementaires des ESP séparée entre activités régaliennes et prestations classiques. Vous vous assurerez, pour ce qui concerne les activités régaliennes, que ces contrats soient exempts de pénalités, notamment d'ordre financier, en respect de l'exigence portée par l'article R-557-4-2 du code de l'environnement (réf. [1]) Signature des comptes rendus d'actes de contrôles Durant l'inspection, il a été indiqué aux inspecteurs que les clauses des commandes vers les organismes, qu'il s'agisse d'actes régaliens ou non, ne comportaient pas de demande relatives à la signature des comptes rendus. Or, ces signatures sont requises pour les inspections périodiques et les requalifications périodiques respectivement aux articles 17.II et 25.I de l'arrêté du 20 novembre 2017 (réf. [2]). Demande A3 : Je vous demande d'intégrer l'exigence de signature des comptes rendus d'inspection et de requalification périodiques dans les commandes vers les organismes.
## Exactitude De La Liste « Article 6.Iii »
Les inspecteurs ont examiné par sondage la liste réglementaire des ESP, requise par l'article 6.III de l'arrêté du 20 novembre 2017 (réf. [2]). Il ressort de cet examen les inexactitudes suivantes :
- le produit de la pression maximale de service par le volume des compartiments constitutifs des groupes froids est erroné ;
- il est fait mention que le fluide contenu dans les autoclaves est de l'air alors que le classement de du groupe de fluide retenu est 1.
Demande A4 : Je vous demande de corriger les informations contenues dans la liste réglementaire des ESP. Vous m'indiquerez les mesures mises en place afin de maintenir l'exactitude de cette liste dans le temps. Personnel chargé de l'exploitation des ESP soumis à déclaration et contrôle de mise en service L'article 5 de l'arrêté du 20 novembre 2017 (réf. [2]) demande que le personnel chargé de l'exploitation des équipements sous pression soumis à déclaration et contrôle de mise en service (DMS, CMS) soit formellement reconnu comme apte à cette conduite et périodiquement confirmé dans cette fonction par l'exploitant.
Les inspecteurs ont pu constater, pour ce qui concerne l'exploitation des autoclaves, que cette reconnaissance n'est pas formalisée, ni périodiquement confirmée. Par ailleurs, ils ont relevé que le personnel en charge de l'exploitation des autoclaves n'avaient pas reçu de formation spécifique aux risques présentés par ces appareils à couvercle amovible à fermeture rapide (ACAFR). Demande A5 : Je vous demande de formaliser les aptitudes initiales et périodiques du personnel de conduite des ESP soumis à DMS et CMS et de veiller à ce qu'il soit formé aux règles de sécurité pour l'exploitation de ces équipements. Complétude des dossiers réglementaires Les inspecteurs ont examiné les dossiers descriptifs et les dossiers d'exploitation des équipements vus dans les installations. Il ressort de cet examen les constats suivants :
- Autoclave repéré E2-8011-41-V1-0001 :
o La DMS de l'équipement, datée du 2 octobre 2015, est postérieure à son CMS, daté du 2 juillet 2015 ;
o Le plan de contrôle de l'équipement référencé 8000 TDPX 29004 indice D prévoit des mesures d'épaisseur tous les 5 ans alors que la notice d'instruction recommande que des mesures d'épaisseur soient réalisées tous les 3 ans, sans que cet aménagement de périodicité ne soit justifié et formellement accepté par un organisme habilité ;
o La procédure associée à la réalisation de l'inspection périodique ne prévoit des contrôles complémentaires à l'organisme qu'à la condition que la pression de l'équipement ait dépassé la valeur de 2,5 bar, sans que cette valeur ne soit justifiée ;
o Le compte rendu d'inspection périodique du 4 avril 2018 mentionne des mesures d'épaisseur dont les enregistrements sont absents du dossier et n'ont pas pu être présentés aux inspecteurs ;
o Le compte rendu d'inspection périodique du 4 avril 2018 ne fait pas mention de la vérification de l'habilitation du personnel à la conduite de cet ACAFR.
## - Groupe Froid Repéré 1160-24-E3-0001 :
o La déclaration de conformité de l'intervention non notable liée au remplacement du séparateur d'huile en 2018 est absente du dossier et n'a pas pu être présentée aux inspecteurs ;
o Le compte rendu d'inspection périodique et l'attestation de requalification périodique du 20 septembre 2017 comportent une identification erronée d'une soupape de protection du condenseur repérée E2-XY-0019 BAN (soupape n°198685 remplacée par la soupape n°192420) ;
o Le compte rendu d'inspection périodique et l'attestation de requalification périodique du 20 septembre 2017 mentionnent l'application du chapitre C du cahier technique professionnel (CTP) de juillet 2004 alors que l'équipement est soumis au chapitre B de ce CTP.
Demande A6 : Je vous demande de respecter les dispositions des notices d'instructions pour les ESP qui ne disposent pas d'acceptation par un organisme habilité (OH) d'un aménagement spécifique de ces exigences. Vous m'indiquerez les mesures que vous allez mettre en œuvre pour répondre à cette exigence.
Demande A7 : Je vous demande de mettre à jour les dossiers d'exploitation des ESP de façon à ce qu'ils comportent effectivement l'intégralité des éléments requis par la réglementation. Demande A8 : Je vous demande de vérifier l'exactitude et la complétude des informations portées par les comptes rendus d'inspections et de les corriger autant que de besoin. Vous corrigerez les points qui le nécessitent et mettrez en place les actions de vérification systématique.
## B. Compléments D'Information
Classement des autoclaves Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les autoclaves n'étaient pas considérés comme des ESP nucléaires (ESP-N) bien qu'ils soient susceptibles de contenir, en condition accidentelle, de l'hexafluorure d'uranium à l'état gazeux. Demande B1 : Je vous demande de me communiquer les éléments justifiant l'absence de classement en tant qu'ESPN de vos autoclaves. La note technique référencée 8000T7K21010 sera jointe à votre réponse.
## 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.
L'adjoint au chef de la division, Signé par |
INSSN-CAE-2020-0091 | DIVISION DE CAEN
Caen, le 19 février 2020 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-014782 Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Cycle de La Hague 50 444 BEAUMONT-HAGUE CEDEX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Etablissement Orano Cycle de La Hague - INB n°38 Inspection n° INSSN-CAE-2020-0091 Reprise et conditionnement des déchets anciens Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision n°2010-DC-0190 de l'ASN du 29 juin 2010 fixant à Orano Cycle des prescriptions relatives à la reprise des déchets contenus dans le silo 130 de l'INB 38, dénommée STE2 et située sur le site de La Hague, dans sa version consolidée au 12 novembre 2019
[3] Décision n°2014-DC-0472 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 9 décembre 2014 relative à la reprise et au conditionnement des déchets anciens dans les installations nucléaires de base n°33 (UP2-400), n°38 (STE2), n°47 (ELAN IIB), n°80 (HAO), n°116 (UP3-A), n°117 (UP2-800) et n°118 (STE3), exploitées par AREVA NC dans l'établissement de La Hague (département de la Manche)
[4] Courrier 2020-3234 du 24 janvier 2020 relatif au début de reprise des déchets du silo 130 et à la réalisation du premier fût conforme pour expédition Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 21 janvier 2020 au sein de l'établissement Orano Cycle de La Hague. Elle a concerné l'Installation Nucléaire de Base (INB) n°38 et a porté sur les opérations de reprise et de conditionnement des déchets anciens. 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 21 janvier 2020 a concerné l'installation nucléaire de base (INB) n°38 implantée sur le site de La Hague exploité par Orano Cycle. Elle a porté sur les opérations de reprise et de conditionnement des déchets entreposés dans le silo 1301. Les inspecteurs ont porté une attention particulière sur le traitement des problématiques rencontrées au cours du remplissage du 1er fût « ECE2 »
lors de la phase 1 de reprise des déchets solides. De plus, ils ont examiné l'avancement des études pour la constitution du dossier relatif à la phase 2 de vidange des effluents du silo. Enfin, ils ont procédé à une visite de la salle de conduite locale et du bâtiment 1303.
Au vu de cet examen par sondage, malgré le respect de l'échéance réglementaire de début de reprise des déchets dans le silo 130 fixée au 29 février 2020 par la décision de l'ASN en référence [2], l'organisation définie et mise en œuvre sur le site de La Hague pour préparer les phases suivantes, dont celle de vidange des effluents du silo 130, apparaît perfectible à ce stade. Les inspecteurs retiennent notamment de cette inspection que :
- le respect du jalon interne fixé au 17 mars 2020 pour le début du remplissage du 2ème fût dans le cadre de la phase 1 n'est pas garanti en raison du nombre de modifications à intégrer au préalable et de la charge des fournisseurs ;
- le jalon interne de transmission à l'ASN du nouveau dossier relatif au transfert des effluents (phase 2)
initialement fixé à juin 2020 est reporté à novembre 2020 en raison notamment de l'appui technique encore important assuré par la maîtrise d'œuvre (MOE) dans le cadre de la phase 1 ;
- la décision de réapprovisionnement d'un dispositif de transfert des effluents du silo 130 doit intervenir dans un délai compatible avec le respect des exigences de disponibilité d'un tel dispositif pour la gestion des situations d'urgence.
Les inspecteurs considèrent qu'Orano Cycle doit prendre toutes les dispositions pour :
- remettre en état le joint de l'operculaire du dispositif de remplissage des fûts à partir de la cellule de tri ;
- déterminer l'incertitude sur la masse des déchets repris lors d'une « grappée », en procédant à l'étalonnage du peson du grappin ;
- définir une stratégie vis-à-vis des fournisseurs pour permettre le début de remplissage du 2ème fût dans un délai compatible avec le respect de l'échéance réglementaire de fin de reprise des déchets solides ;
- justifier le programme annuel de production de fûts de déchets pour la phase 1 et sa cohérence avec le flux prévisionnel de transport des fûts ECE de l'établissement ;
- disposer d'une solution technique opérationnelle pour le transfert des effluents du silo 130 (phase 2)
dans des délais compatibles avec l'échéance réglementaire de fin de reprise des déchets fixée par la décision en référence [2] ;
- définir un programme de prélèvements des déchets repris pour réaliser les analyses au titre de la décision en référence [3] ;
- consolider le calendrier global des opérations de reprise et de conditionnement de l'ensemble des déchets du silo 130.
En conclusion, l'année 2020 devrait être marquée par la mise en service industrielle de l'installation et le dépôt du dossier de sûreté pour le transfert des effluents.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Surveillance Du 1Er Fût De Déchets Rempli, Soudé Et Conforme Pour Expédition
Vous avez procédé au début du remplissage du 1er fût de déchets solides à compter d'octobre 2019. Le 21 janvier 2020, vos représentants ont indiqué que ce 1er fût était disposé sur le chariot de transfert dans la cellule 9003 du bâtiment de conditionnement et qu'il était prêt à être évacué depuis le 10 janvier 2020 vers l'installation réceptrice sur le site de La Hague. A ce titre, les inspecteurs ont vérifié que conformément à votre courrier en référence [4], l'échéance réglementaire de début de reprise des déchets du silo 130 fixée par la décision en référence [2] était respectée.
Les inspecteurs ont examiné le dossier de suivi de ce 1er fût produit, qui présente les actions réalisées à la fermeture du fût ainsi que les résultats des contrôles associés. S'agissant de la surveillance exercée sur ce fût en attente d'expédition, vos représentants ont indiqué que toute éventuelle dégradation du fût conduisant à son inétanchéité serait détectée en particulier par la balise de contrôle de la radioactivité mise en place dans la cellule 9003. Lors de la visite des installations, vos représentants ont indiqué que vous aviez mis en évidence un dépassement de l'échéance de réalisation de la vérification réglementaire du bon fonctionnement de cette balise4. Ils ont indiqué également qu'une analyse était en cours afin de caractériser cette situation et que le bon fonctionnement de la balise avait été vérifié dans le cadre des actions correctives mises en œuvre. Je vous demande de prendre toutes les dispositions pour garantir le respect de la périodicité de contrôle du bon fonctionnement de la balise de contrôle de la radioactivité dans la cellule 9003 d'attente des fûts de déchets remplis. Vous vous prononcerez dans les meilleurs délais sur la caractérisation de la situation et déclarerez, le cas échéant, un événement significatif pour la sûreté à l'ASN.
## A.2 Etat De L'Installation De Reprise Et De Conditionnement Des Déchets
Lors des opérations de remplissage du 1er fût de déchets solides, la herse mise en place dans le silo était indisponible. La herse doit permettre, si besoin, le ratissage du tas de déchets afin de favoriser la reprise des déchets solides par le grappin. Vous avez constaté en juin 2019 que les câbles de la herse présentaient un état de corrosion avancé. Conformément au calendrier de coordination des travaux et des essais établi par la maîtrise d'œuvre (MOE) jusqu'à l'été 2020 correspondant à la mise en service industrielle de l'installation de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130, vous prévoyez de remplacer ces câbles avant le début du remplissage du 2ème fût. Vous avez modifié à cet effet le domaine de fonctionnement du portique, mis en place en décembre 2019, pour l'installation des treuils de la herse. La modification du domaine de fonctionnement de ce portique nécessite, en préalable à son utilisation, une nouvelle certification « CE ». Vos représentants ont indiqué que le fournisseur du portique devait encore compléter la documentation requise pour le marquage « CE » et qu'ensuite un rendez-vous avec l'organisme agréé était à prendre. Par ailleurs, ils ont indiqué qu'à ce stade, la décision n'était pas encore prise de réaliser, avant le jalon de début de remplissage du 2ème fût, les essais de qualification de la herse.
Ils ont précisé que la herse n'était pas classée comme un équipement à disponibilité requise bien que le retour d'expérience de la première grappée ait montré que sa disponibilité aurait facilité les opérations de remplissage du premier fût Vos représentants ont indiqué par ailleurs que vous aviez rencontré diverses problématiques depuis la 1ère introduction du grappin dans le silo et dans le cadre du remplissage du 1er fût :
- s'agissant des convoyeurs de déchets présents dans la cellule de tri, l'analyse menée à l'issue de défaillances mécaniques de l'un d'entre eux vous conduit à remplacer leurs accouplements. Toutefois, la fiche de modification doit encore être transmise au fournisseur pour le chiffrage de l'opération.
Vos représentants ont par ailleurs indiqué qu'une réunion était prévue avec le fournisseur pour s'assurer de sa réactivité pour répondre à la demande et de sa disponibilité pour intervenir avant le début de remplissage du 2ème fût ;
- s'agissant du peson du grappin, les investigations menées vous conduisent à mettre en place un dispositif d'étalonnage de type bâche à eau, visant à déterminer l'incertitude sur la masse des déchets repris correspondant à une grappée.
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont pu observer sur une vue en salle de conduite locale la détérioration du joint de l'operculaire, que vous avez mise en évidence à l'issue du remplissage du 1er fût. Vos représentants ont indiqué que le joint de remplacement avait été approvisionné.
Un bilan du « reste à faire » est en cours par la MOE d'ici le 5 février 2020 afin que vous puissiez statuer sur la réalisation des modifications identifiées à ce stade dans le respect du jalon associé au début de remplissage du 2ème fût.
Vos représentants ont indiqué qu'à l'issue de cette réunion décisionnelle, qui associera la maîtrise d'ouvrage (MOA), la MOE et l'exploitant, vous serez en mesure d'afficher une tendance sur le respect du jalon fixé au 17 mars 2020. Je vous demande de prendre toutes les dispositions pour assurer la disponibilité opérationnelle de l'ensemble des équipements nécessaires à la reprise des déchets et l'intervention des fournisseurs dans les délais. Vous me préciserez les dispositions pour garantir le respect du jalon du début de remplissage du 2ème fût de sorte que la mise en service industrielle soit compatible avec le respect de l'échéance réglementaire de fin de reprise des déchets solides fixée par la décision en référence [2].
## A.3 Programme De Production Des Fûts De Déchets Pour La Phase 1
Conformément au planning établi par la MOE jusqu'à la mise en service industrielle de l'installation de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130 prévue à l'été 2020, le début du remplissage du 2ème fût « ECE » contenant les déchets solides repris au cours de la phase 1 est fixé au 17 mars 2020.
Vos représentants ont présenté le programme prévisionnel de production des fûts de déchets pour l'année 2019 et pour l'année 2020. Ce programme a été établi en prenant comme hypothèse un début de remplissage du 1er fût le 5 octobre 2019. Il fait par ailleurs référence à la note de juillet 2018 relative au flux de transport interne par porteurs Hermès et Mercure, établie dans le cadre du projet relatif à la filière « ECE » de la Direction des grands projets. Vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter aux inspecteurs une mise à jour récente de cette note. Les inspecteurs ont relevé que ce programme établi, selon vos représentants, par la direction du démantèlement, n'était pas sous assurance de la qualité. Ils ont relevé également qu'il n'était pas en cohérence avec le programme de production établi par la direction des programmes qui prévoit la disponibilité d'un porteur H/M chaque jour de l'année 2020 pour évacuer les fûts de déchets produits lors de la phase 1 du projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130.
Considérant qu'il n'a été produit qu'un fût de déchets en janvier 2020 et que la production du 2ème fût est prévue au plus tôt pour mars 2020, sans évaluation à ce stade de la fiabilité de ce jalon au regard du nombre de modifications à réaliser dans l'installation au préalable (cf. § A.2 de la présente lettre de suites), les inspecteurs estiment qu'il est nécessaire qu'une information soit faite vers l'entité en charge des transports internes et que le schéma directeur pour les transports des fûts ECE soit actualisé. Je vous demande de mettre à jour le planning de production des fûts ECE au cours de la phase 1 de reprise des déchets solides du silo 130 ainsi que le schéma directeur pour les transports des fûts ECE au sein de l'établissement de La Hague. Vous me communiquerez ces deux documents.
Vos représentants ont indiqué que la masse de déchets dans le 1er fût ECE produit n'était pas représentative de la masse de déchets dans les fûts dès lors que la cadence nominale de production aura été atteinte. Pour rappel, les déchets introduits dans le 1er fût n'ont pas été concassés alors qu'ils le seront par la suite et en tout état de cause à la mise en service industrielle de l'installation car le procédé le prévoit. Les inspecteurs estiment qu'il était sans doute préférable, à titre d'indicateur de l'avancement de la reprise des déchets solides, de suivre l'évolution de la masse de déchets reprise plutôt que l'évolution du nombre de fûts de déchets produits. Je vous demande de porter également les masses prévisionnelles de déchets reprises dans la mise à jour du planning de production des fûts ECE au cours de la phase 1. Vous m'informerez dès lors qu'une dérive sur l'évolution de la masse de déchets solides repris, susceptible de remettre en cause le respect de l'échéance réglementaire de fin de reprise fixée par la décision en référence [2], sera observée. Vous m'indiquerez alors le plan d'actions associé à la maîtrise des délais.
## A.4 Caractérisation Des Déchets Du Silo 130
La prescription [ARE-LH-RCD-07] de la décision de l'ASN du 9 décembre 2014 en référence [3] demande que « l'exploitant complète, lorsque nécessaire, la caractérisation chimique et radiologique des déchets mentionnés à l'article 1er […] en réalisant, dès leur reprise, des analyses sur des prélèvements représentatifs de leur inventaire chimique et radiologique. Les résultats des analyses précitées et leur interprétation sont transmis à l'Autorité de sûreté nucléaire, selon un échéancier communiqué au plus tard six mois après le début de la reprise des déchets concernés. Cette interprétation comporte notamment une justification de la poursuite des opérations de reprise et le cas échéant, une présentation des conséquences sur la poursuite de ces opérations et sur les calendriers définis en application de l'article 11. »
Le 21 janvier 2020, vos représentants ont indiqué qu'à l'issue de la fin du remplissage du 1er fût, des déchets et des flacons de prises d'échantillon se trouvent dans la cellule de tri du bâtiment de conditionnement. Les déchets concernés sont des déchets aluminium et des déchets technologiques qui, selon le procédé de conditionnement retenu et pour des raisons de sûreté, n'ont pas pu être mis dans le fût avec les gros déchets. Un panier contenant six flacons de prises d'échantillons est par ailleurs disposé sur étagère dans la cellule. Vos représentants ont indiqué que les prises d'échantillons avaient été réalisées pour répondre à la demande de l'exploitant à des fins de compléments de caractérisation des déchets. Ces prises d'échantillon concernent pour trois d'entre-elles des fils de selle, et pour les autres, des morceaux d'aluminium, des fines et de la solution d'inertage introduite dans le fût. Vos représentants ont indiqué que d'autres prises d'échantillons seraient réalisées à l'occasion du remplissage des fûts suivants pour alimenter les données sur l'inventaire des déchets. Les inspecteurs ont relevé cependant que l'exploitant n'avait pas défini de programme de prise d'échantillons. Les inspecteurs ont par ailleurs noté qu'aucun déchet de magnésium n'avait été repris lors du remplissage du 1er fût de déchets. Ils estiment prioritaire de disposer de résultats de mesure du chlore 36 dans les déchets de graphite étant donné le caractère dimensionnant de ce paramètre pour définir le scénario de gestion des déchets UNGG5 du site de La Hague.
Vos représentants ont indiqué que des aménagements étaient en cours au sein du laboratoire central de contrôle (LCC) pour pouvoir réaliser des analyses sur le graphite. Aujourd'hui, en l'absence de méthode d'analyse du chlore 36 opérationnelle au sein du LCC, vous envoyez les échantillons vers un laboratoire extérieur. Je vous demande de définir le programme de prise d'échantillons dans le cadre de la reprise des déchets solides du silo 130. Vous me communiquerez ce programme de prise d'échantillons ainsi que l'échéancier de transmission des résultats d'analyse conformément à la prescription [ARELH-RCD-07] de la décision de l'ASN en référence [3]. Vous me communiquerez enfin l'échéancier de mise en service des dispositifs en cours d'aménagement dans le LCC à des fins d'analyse du chlore 36.
## A.5 Scénario De Vidange Des Effluents Pour La Phase 2
En septembre 2017, vous avez déclaré à l'ASN, en application des dispositions de l'article 26 du décret du 2 novembre 2007 modifié6, une demande de modification relative au transfert des effluents contenus dans le silo 130 vers l'atelier STE37 au moyen d'une tuyauterie souple double-enveloppe appelée Hosein-hose. Dans le cadre de l'instruction de ce dossier, vous aviez informé les services de l'ASN en charge de l'instruction de cette demande, de la transmission à leur appui technique au cours du mois de novembre 2018 des éléments permettant la poursuite de l'expertise. En l'absence de réponse formelle à l'ensemble des questions posées par l'appui technique, votre demande a été réputée rejetée en juillet 2019. A l'occasion des échanges que vous avez avec l'ASN dans le cadre de l'avancement des projets de reprise et de conditionnement des déchets, vous avez indiqué dans un premier temps qu'un nouveau dossier serait transmis à l'échéance de juin 2020. Lors de la dernière réunion sur l'avancement des projets en date du 14 janvier 2020, vous avez indiqué que cette échéance était reportée à novembre 2020. Le 21 janvier 2020, vos représentants ont indiqué que, sur décision de la gouvernance de la direction des grands projets (DGP) du site de La Hague, à l'issue notamment des réunions techniques en sa présence les 21 octobre 2019 et 29 novembre 2019, des études complémentaires étaient menées par la MOE afin :
- d'apporter des éléments de réponses à l'ensemble des demandes formulées dans le cadre de l'instruction du dossier initial relatif au transfert des effluents du silo 130 par Hose-in-hose. La corrosion en présence de graphite des cuves réceptrice de l'atelier STE3 était un sujet à étudier ;
- de se prononcer sur la filtration des effluents au départ du silo 130 et à l'arrivée dans les cuves de l'atelier récepteur ;
- de réévaluer la sollicitation du laboratoire dans le cadre du renforcement des connaissances sur les déchets de faible granulométrie ;
- de reprendre le scénario de transfert en évaluant les avantages et les inconvénients pour chacune des solutions envisageables de transfert par Hose-in-hose ou de transfert par citerne.
Le relevé de décision de la réunion du 29 novembre 2019 fait par ailleurs état de la nécessité : - de procéder à une évaluation de la maturité de la phase 2 du projet ; - d'organiser un séminaire pour les phases 2 et 3 pour la reprise des déchets « UNGG » résiduels et des boues de fond de silo.
Vos représentants ont indiqué que les études complémentaires étaient menées sur la base d'ordres de modification dont le chiffrage est par ailleurs attendu de la part de la MOE et que la maîtrise d'ouvrage (MOA) n'avait pas établi de spécifications à destination de la MOE pour la phase d'avant-projet détaillé de la phase 2.
Vos représentants ont indiqué que les prochaines étapes significatives sont :
- la validation des exigences de sûreté à l'échéance du 31 janvier 2020 ; - la validation des propositions de la MOE au cours d'un séminaire à prévoir en février 2020.
Je vous demande de prendre toutes les dispositions pour garantir le dépôt du dossier relatif à la vidange des effluents du silo 130 dans un délai compatible avec le respect de l'échéance réglementaire de fin de reprise des déchets du silo 130 fixée par la décision en référence [2]. Vous me communiquerez les principaux points à retenir du séminaire de février 2020 et l'éventuel plan d'actions associé.
## A.6 Calendrier Des Opérations De Reprise Et De Conditionnement Des Déchets
Le projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130 comporte 4 phases :
- la phase 1 a été engagée et a conduit à la production du 1er fût de déchets solides « conforme pour expédition » le 10 janvier 2020 [4] ;
- la phase 2 concerne le transfert des effluents du silo 130 vers les cuves réceptrices de l'atelier STE3 sur le site de La Hague. Des compléments d'études sont en cours dans le cadre de la poursuite de l'avantprojet détaillé (cf. § A.5 de la présente lettre de suites) afin de confirmer le scénario de vidange par HIH ou de définir un autre scénario ;
- les phases 3 et 4 concernent le traitement des déchets de fines granulométries (boues) et des terres et gravats. La phase 3 est à l'état de faisabilité.
Le plan de management des projets (PMP) de la direction des grands projets en vigueur au sein de l'établissement de La Hague a pour objectif de définir les éléments permettant à chaque pilote de projet de maîtriser le pilotage du projet sous ses différents aspects. Conformément au PMP, le pilote de projet a en charge d'établir le planning directeur et le planning de pilotage du projet et la MOE a en charge d'établir le planning détaillé de ses propres réalisations. Le 21 janvier 2020, s'agissant du projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130, vos représentants ont présenté aux inspecteurs :
- le calendrier pour la coordination des travaux et des essais au cours de la phase 1. Ce calendrier a été établi par la MOE sur la base du « reste à faire » jusqu'à la mise en service industrielle de l'installation prévue à l'été 2020 ;
- le calendrier des opérations pour les phases 2, 3 et 4.
Les inspecteurs relèvent :
- l'existence de deux calendriers séparés pour la phase 1 d'une part, pour les phases suivantes d'autre part ;
- l'absence de consolidation du calendrier pour la phase 1 ;
- l'absence de choix du scénario pour la phase 2 ; - l'avancement des études concernant la phase 3, limité à ce stade à la faisabilité du scénario de traitement des boues.
Par ailleurs, le calendrier des opérations du projet transmis en support à la réunion d'avancement des projets de reprise et de conditionnement des déchets de La Hague du 14 janvier 2020 est à consolider conformément à la mention apposée sur le document associé. Les inspecteurs considèrent que vous n'êtes pas en mesure, à ce stade, de démontrer la maîtrise du pilotage de l'ensemble du projet sous l'aspect du planning. Je vous demande d'établir un calendrier global consolidé pour le projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130 que vous me communiquerez dans les meilleurs délais.
Ce planning fera en particulier apparaître explicitement les échéances réglementaires fixées par la décision en référence [2].
## B Compléments D'Information B.1 Approvisionnement D'Un Nouveau Dispositif De Vidange Des Effluents
Un dispositif de transfert par Hose-in-hose des effluents du silo 130 vers les installations de la station de traitement des effluents de l'INB 118 est aujourd'hui disponible sur le site de La Hague à des fins de gestion d'un scénario accidentel de perte d'intégrité du silo. Ce dispositif est requis au titre du plan d'urgence interne en vigueur pour l'établissement de La Hague. Vos représentants ont indiqué que dans le cadre du projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130, un plan d'action avait été défini pour la prolongation de la durée de vie du dispositif de transfert par HIH des effluents du silo 130 au-delà de février 2022. Vous considérez que la durée de vie fixée initialement à 7 ans selon les données du fournisseur peut être portée à 10 ans. Vous envisagez par ailleurs d'utiliser un tel dispositif à l'issue de la reprise des déchets solides pour procéder à la vidange des effluents du silo 130. Cette vidange serait réalisée après une période de décantation à compter de la fin des opérations de reprise des déchets solides dont l'échéance réglementaire est fixée au 31 décembre 2022. Toutefois, le choix de ce scénario n'est pas définitivement arrêté (cf. § A.5 de la présente lettre de suites). Vos représentants ont indiqué enfin que le délai d'approvisionnement d'un tel dispositif était de 1 an. Les inspecteurs ont relevé qu'un jalon correspondant était défini dans le planning établi par la MOE pour les phases 2, 3 et 4 du projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130. Je vous demande de m'informer des conclusions de l'évaluation de la prolongation de durée de vie du dispositif de type Hose-in-hose et des mesures prises pour garantir sa disponibilité opérationnelle pour la gestion des situations d'urgence au titre du plan d'urgence interne en vigueur pour l'établissement de La Hague.
## B.2 Retour D'Expérience De La Phase 1 De Reprise Et De Conditionnement Des Déchets Solides
En réponse au point A.2 de la lettre de suites de l'inspection du 20 décembre 20188, vous avez indiqué que la note de retour d'expérience qui sera rédigée à la fin du projet garantira la traçabilité des orientations de la gouvernance depuis son début.
Au cours du point d'avancement du projet en date du 9 mai 20199, vous avez précisé que la note de retour d'expérience serait établie à l'issue de la première « grappée » pour répondre à une demande interne d'Orano. Vous avez alors indiqué qu'elle intègrerait les données sur les essais par ailleurs partagées, mais sans avoir été formalisées, dans le cadre d'un séminaire avec les acteurs du projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo HAO10. A l'issue de ce point d'avancement, je vous ai demandé de me transmettre cette note. Le 21 janvier 2020, vos représentants ont précisé qu'une note de cadrage avait été demandée par la direction des grands projets à des fins d'établissement du retour d'expérience du projet. Ils ont présenté aux inspecteurs les premiers éléments de réflexion engagés de manière conjointe entre la MOA, la MOE
et la MEE pour bâtir le sommaire de cette note de retour d'expérience. Ils ont indiqué qu'un des objectifs était de faire évoluer, si besoin, les méthodes de pilotage des projets. Les inspecteurs retiennent le point de retour d'expérience considéré dans le projet de note de cadrage qui leur a été présenté, sur l'évaluation des pertinences et des opportunités lorsque plusieurs solutions sont envisagées par exemple. Je vous demande de me communiquer la note de retour d'expérience de la première phase du projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo 130. Cette transmission pourra être utilement accompagnée d'une présentation des principales évolutions de la conduite des projets de reprise et de conditionnement des déchets, devant mes services.
## C Observations C.1 Contrôle Réglementaire Des Extincteurs Présents Dans Le Bâtiment 130
Au cours de la visite des installations, les inspecteurs ont relevé :
- que la dernière visite réglementaire de deux extincteurs présents dans la cellule de reprise 816 du bâtiment 130 avait été réalisée en janvier 2019 conformément aux renseignements apposés sur les bouteilles ;
- qu'à l'issue des dernières rondes réalisées par l'exploitant, une demande de prestation avait été lancée sur dépassement du contrôle de trois extincteurs. La venue de l'entreprise en charge de ce contrôle était par ailleurs planifiée à février 2020. Après vérification à l'issue de l'inspection, vos représentants ont indiqué que l'échéance de réalisation du contrôle n'était pas dépassée et qu'un rappel sur la rigueur à apporter à la réalisation des rondes avait été fait auprès des personnels concernés.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division, Signé par Adrien MANCHON |
INSSN-OLS-2020-0740 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2020-002787 Orléans, le 13 janvier 2020 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Dampierre-en-Burly BP 18 45570 OUZOUER-SUR-LOIRE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n° 84 et 85 Inspection inopinée n° INSSN-OLS-2020-0740 du 8 janvier 2020 « Management de la sûreté - respect des engagements »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1],
concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 8 janvier 2020 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « Management de la sûreté - 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 en objet concernait le thème « Management de la sûreté - Respect des engagements » et avait pour objectif de contrôler la mise en œuvre effective des actions de progrès et des engagements pris par le CNPE envers l'ASN et dont la plupart est issue des écarts relevés lors des différentes inspections réalisées par l'ASN et des analyses menées par l'exploitant à la suite des évènements significatifs se produisant en matière de sûreté, de radioprotection ou d'environnement.
Les inspecteurs ont procédé à des vérifications sur le terrain, et plus particulièrement dans le bâtiment combustible (BK) des réacteurs n° 3 et 4, dans plusieurs locaux associés aux diesels 3LHP et 3LHQ
ainsi que dans les locaux d'entreposage des produits chimiques P5000-P6000-P7000.
Les inspecteurs ont également abordé des sujets relatifs à la maîtrise du risque d'inondation interne et au traitement par EDF des non-conformités détectées par les prestataires. Au vu de cet examen, il apparaît que les actions et engagements pris par le CNPE sont, pour la plupart de ceux contrôlés par sondage, correctement réalisés et dans les délais annoncés. En revanche, les inspecteurs ont relevé plusieurs écarts / anomalies qui nécessitent la mise en œuvre de dispositions correctives. Les situations rencontrées par les inspecteurs sont détaillées dans le présent courrier.
## A. Demandes D'Actions Correctives Traitement Par Edf Des Écarts / Anomalies / Signaux Faibles Identifiés Par Les Prestataires Sur Des Matériels
Lors de l'inspection, vous avez présenté votre organisation en matière de gestion des non-conformités remontées à EDF par les prestataires, dans le cadre de leurs interventions. Cette organisation est portée par la note NT0085114 encadrant les prescriptions particulières à l'assurance qualité applicables aux relations entre EDF et ses fournisseurs de service dans les centrales nucléaires.
En amont de l'inspection, le CNPE a transmis l'organisation des différents services pour assurer la gestion, le suivi et la résorption des non-conformités remontées par leurs prestataires respectifs. Il s'avère que chaque service ne semble pas avoir de vision exhaustive des non-conformités remontées par ses prestataires ; en effet, aucune liste globale de ces remontées, pour un service donné, n'existe.
De plus, la gestion *« temps réel »* des non-conformités ne semble pas homogène d'un métier à l'autre. Surtout, plusieurs représentants des différents métiers concernés sont revenus sur les éléments en indiquant notamment que leur organisation était conforme au prescriptif détaillé dans la note NT085114. Ils ont toutefois confirmé ne pas disposer, pour chacun des métiers, d'une liste globale de l'ensemble des non-conformités remontées par les prestataires (sauf vraisemblablement pour l'équipe commune qui consigne chaque non-conformité via un constat dans une base qui lui est spécifique).
Ce changement de portage entre les informations collectées en amont et pendant l'inspection, interroge sur la réelle organisation déployée par le CNPE sur le sujet.
Afin de s'assurer que les remontées des non-conformités sont correctement gérées et traitées par EDF, les inspecteurs se sont intéressés à la gestion des anomalies rencontrées lors de la maintenance des électromécanismes du circuit d'instrumentation du cœur (RIC) effectuée lors de l'arrêt du réacteur n° 1 en 2019. Dans le cadre de cette activité, identifiée comme une AIP au sens de l'arrêté INB, une fiche de constat (référencée 19/775 indice 0 du 5 juillet 2019) a été ouverte par le prestataire. En effet, de nombreuses anomalies matérielles ont été observées. Les inspecteurs se sont donc focalisés sur la gestion de chacune des anomalies sachant que le prestataire, dans chaque cas, demandait systématiquement le remplacement du matériel défaillant (moteurs propulseurs, chaînes de guidage, disques de frein…). - seulement un des trois moteurs propulseurs, identifiés défaillants, a été remplacé (celui de l'unité de commande (UC) n° 3). Concernant les deux autres au niveau des UC n° 1 et UC n° 5, le remplacement n'a pas été réalisé faute de disponibilité de pièces de rechange. Aucune analyse formalisée n'a été établie pour justifier que ces moteurs pouvaient être maintenus en l'état et qu'ils étaient aptes à assurer leur fonction. De plus, aucune programmation pour leur remplacement ultérieur n'a encore été définie ;
- le remplacement du tendeur de la chaîne de l'UC n° 4 n'a pas été réalisé faute de disponibilité de pièces de rechange. En effet lors de la maintenance, il avait été constaté que le tendeur présent était grippé. En l'absence de remplacement, vous avez procédé à un dégrippage. Toutefois, cette action ne semble pas avoir produit l'effet escompté au regard du compte-rendu de l'ordre de travail n° 2575892 qui indique que *« le détendeur a été dégrippé mais il reste un point dur qui persiste »*. Aucune analyse de l'acceptabilité de cette situation du point de vue de la sûreté des installations n'a été formalisée par vos services. De plus, aucune programmation du remplacement de ce tendeur défaillant n'a encore été définie.
Pour rappel, le bilan pour l'octroi de la divergence du réacteur n° 1 après son arrêt en 2019 (indice c) spécifiait que l'activité *« Maintenance type 4AR des électromécanismes et armoires RIC »* a été *« réalisée conforme »* sans toutefois faire état des écarts précités, qu'ils aient été corrigés ou non. D'ailleurs, aucun plan d'actions PA CSTA n'a été ouvert sur l'arrêt alors que le matériel RIC Flux est un EIP (équipement important pour la protection) au sens de l'arrêté INB.
Au regard de ces constats, il y a lieu de considérer que la gestion des non-conformités, observées lors de l'activité de maintenance des électromécanismes RIC, n'a pas respecté l'ensemble des dispositions imposées en matière de *« traitement des non-conformités »* prévues par la note parc NT0085114 suscitée. Demande A1 : je vous demande de vous assurer que votre organisation locale permet de satisfaire aux exigences réglementaires, portées par l'arrêté INB, pour la gestion et le traitement des non-conformités matérielles remontées par vos prestataires.
Vous vous assurerez que cette organisation est appliquée de manière homogène entre les services / métiers du CNPE. Demande A2 : je vous demande de programmer les remplacements des pièces non remplacées des électromécanismes et armoires RIC associées lors du prochain arrêt pour maintenance du réacteur n° 1.
Vous me justifierez que les pièces de rechange sont bien disponibles pour que les remplacements soient sécurisés. Dans l'attente, vous me transmettrez les analyses sur l'aptitude des matériels non remplacés à assurer leur fonction sur le cycle en cours. Demande A3 : je vous demande d'ouvrir un PA CSTA pour tracer l'ensemble des écarts observés lors de maintenance des électromécanismes RIC qui sont des EIP au sens de l'arrêté INB eu égard aux fonctions de sûreté que le système RIC flux doit assurer (cf. II-3.2.2.10 du rapport de sûreté palier 900 MWe VD3).
En avril 2019, le CNPE a procédé à la déclaration d'un évènement significatif au titre de la sûreté (ESS
référencé 1.04.19) en lien avec la non tenue au séisme d'un support DA5545 d'une tuyauterie SEC
(eau brute) située dans les galeries SEC du réacteur n° 1.
Pour limiter les conséquences en cas d'inondation sismo-induite des galeries du réacteur n° 1, vous avez obstrué les siphons de sol, présents dans les galeries, afin d'éviter leur mise en communication avec les salles SEC. Dans le cadre du compte-rendu d'évènement significatif et des différents échanges entre vos services et l'ASN sur le sujet, vous avez analysé les conséquences de l'inondation des galeries SEC du réacteur n° 1, en considérant les siphons précités obstrués, sur les installations connexes (salles SEC, bâtiment des auxiliaires nucléaires, BK et bâtiment électrique, du réacteur n° 1). Vis-à-vis de l'impact sur le BK, la fiche de réponse FR19-103 d'octobre 2019 précise notamment :
« Les trémies de liaison galerie SEC/BK sont renforcées […] pour garantir la tenue sismique et une résistance à une colonne d'eau de 8,5m. Il n'y a donc pas d'étalement [risque de propagation de l'inondation] vers le BK ». Les analyses d'impact supra d'EDF conduisent donc à indiquer qu'aucune propagation d'une inondation n'est possible des galeries SEC tranche 1 vers le BK de ce même réacteur. Les inspecteurs ont donc souhaité s'assurer que l'ensemble des trémies / traversées de liaison galeries SEC / BK étaient bien toutes étanches afin de corroborer les éléments d'analyse supra qu'EDF a transmis à l'ASN. A toutes fins utiles, je vous rappelle que des contrôles de la section Génie civil du CNPE ont été réalisés en 2018 sur les trémies précitées. Des anomalies d'étanchéité ont été observées lors de ce contrôle. Les écarts ont soit fait l'objet d'une correction en 2019, soit en 2018 plusieurs écarts ont été identifiés sur des trémies pour lesquelles l'étanchéité côté galeries SEC n'est pas connue car ces dernières n'ont pas été trouvées. En effet, certaines trémies de liaison galeries SEC / BK, notamment celles référencées 1JSK000WKL0034 et 0035, n'ont pas été trouvées lors des contrôles de 2018. Le site a donc indiqué à l'ASN que « l'étanchéité des trémies susmentionnées n'a pas pu être justifiée car les contre-visites n'ont pu déterminer l'emplacement précis des trémies côté galeries ». De ce fait, vos représentants ont précisé que, par défaut, ces dernières sont considérées comme non étanches. Cette situation induit donc la possibilité d'un transfert d'eau des galeries vers le BK (sans toutefois que l'impact soit significatif du fait des petites sections de ces trémies).
Les constats effectués par les inspecteurs démontrent ainsi que les informations, retranscrites dans la fiche réponse FR19-103 (datée d'octobre 2019) concluant à une conformité de l'ensemble des trémies, sont soit erronées par rapport à l'état réel des installations au même instant, soit inadaptées du fait de la méconnaissance de l'état des trémies.
Cette situation n'est pas acceptable dans la mesure où les éléments d'analyse que vous êtes tenus de produire doivent être en parfaite adéquation avec l'état réel matériel de vos installations. Demande A4 : je vous demande d'analyser cette situation et de disposer d'une organisation idoine permettant de garantir que les informations consignées dans des analyses ayant un impact sur la sûreté des installations, sont représentatives de la réalité.
Lors de leur contrôle des locaux d'entreposage des produits chimiques (P5000, P6000 et P7000), le respect des dispositions à prendre en matière de prévention du risque incendie a été examiné. Si la présence de systèmes de détection et d'extinction automatiques d'incendie a été observée dans chacun des trois locaux suscités, les inspecteurs ont relevé que les dispositions constructives de ces locaux n'étaient pas conformes aux dispositions que le CNPE valorise dans la démonstration de maîtrise des risques non radiologiques (notamment dans le document T305088002019001605 indice D
du 21 novembre 2019). Dans la démonstration de maîtrise des risques précitée, EDF considère que le scénario d'incendie généralisé de l'ensemble des locaux de produits chimiques ne peut survenir considérant que *« les box sont* béton 3 faces + toit ; les box ne brûleront pas simultanément mais un par un » (du fait de l'absence de propagation de l'incendie d'un box à un autre au vu de la présence de béton sur les parties latérales et supérieures de ces locaux).
En réalité, les parties supérieures (toitures) de ces locaux sont en simple bardage métallique (n'ayant aucun caractère coupe-feu) et sont pourvues d'une trappe de ventilation ouverte en permanence. Eu égard à ce constat, l'ASN constate que la maîtrise du risque d'incendie n'est pas totalement acquise pour l'ensemble de ces locaux au regard des dispositions constructives réelles de ces derniers. Il convient donc d'étudier l'impact de l'incendie généralisé de l'ensemble de ces locaux de produits chimiques afin d'en évaluer les conséquences et le cas échéant, de définir des mesures de protection complémentaires. Demande A5 : je vous demande de réévaluer la démonstration de maîtrise du risque d'incendie pour les locaux d'entreposage des produits chimiques du CNPE (référencés P5000, P6000 et P7000).
Vous me transmettrez les conclusions de l'évaluation de l'impact et des conséquences de l'incendie généralisé de ces locaux.
De plus, vous avez précisé que les grilles de ventilation présentes sur les parties supérieures (toitures)
de chacun de ces locaux permettent d'assurer la ventilation naturelle de ces derniers, notamment vis-à-vis des dispositions à respecter en matière d'entreposage de certaines substances dangereuses
(par exemple, l'hydrate d'hydrazine doit être entreposé dans un local correctement aéré et ventilé).
Ainsi, les inspecteurs vous ont fait part de la nécessité de faire en sorte que les conditions d'entreposage attendues des produits chimiques soient en adéquation avec la démonstration de maîtrise du risque d'incendie. En effet pour ces locaux, les dispositions attendues dans les deux cas se contredisent (pour éviter l'incendie généralisé de l'ensemble des locaux, il faut que les parties supérieures des locaux soient totalement fermées et bétonnées) ; alors que pour l'entreposage de certains produits, il est nécessaire de disposer d'ouverture pour aérer les locaux). Demande A6 : je vous demande de procéder aux mises en conformité nécessaires pour que les conditions d'entreposage soient adaptées au risque incendie et aux conditions d'entreposage des produits chimiques. Vous me rendrez compte des dispositions prises dans ce cadre. Lors de l'inspection d'avril 2019 référencée INSSN-OLS-2019-0624, les inspecteurs avaient relevé que l'unique support de la tuyauterie d'aspiration de la pompe 3EAS001PO n'était pas conforme au plan de l'installation présenté aux inspecteurs. En effet, les soudures sur une platine du support n'étaient pas continues. En réponse à cette inspection, vous aviez notamment précisé que « le plan […] montre en effet une soudures continue […]. Les règles de l'art en termes de supportage permettent un soudage discontinu de certaines pièces de structure pour des raisons d'encombrement lors de l'assemblage notamment ; il est cependant communément admis une discontinuité de soudage de l'ordre de 10% du cordon de soudure ». De ce fait, vous vous étiez engagé à reprendre en totalité la soudure précitée. Lors de leur visite des installations, les inspecteurs ont constaté que la soudure du support incriminé (SP 2013 bis) avait été totalement reprise. Toutefois, lors de leur visite du local où se trouve le groupe motopompe 3EAS002PO, les inspecteurs ont relevé que plusieurs cordons de soudure (*a minima* deux) étaient discontinus au niveau de la liaison soudée entre une tuyauterie EAS (allant vers les organes 3EAS008 et 010VB) et deux supports de maintien de cette dernière. Pour les cas observés par les inspecteurs, les discontinuités des cordons de soudure représentaient un linéaire largement supérieur aux 10% évoqués ci-dessus.
De fait, il est nécessaire qu'une reprise de ces soudures soit réalisée, notamment pour garantir le maintien de la tuyauterie sur ses supports fixes en conditions accidentelles par exemple.
Demande A7 : je vous demande de corriger les écarts observés sur les liaisons soudées de la tuyauterie EAS avec ses supports de maintien. Demande A8 : je vous demande de procéder à une vérification de la conformité de l'ensemble des liaisons soudées des tuyauteries de matériels de sauvegarde avec leurs supports de maintien.
Vous me rendrez compte du résultat de cette revue et, le cas échéant, des actions correctives à mettre en œuvre. En outre, lors de leur contrôle, les inspecteurs ont relevé la présence de bore sec, d'eau et d'huile au niveau de plusieurs organes associés à des matériels de sauvegarde.
A titre d'exemples non exhaustifs, ont été observées la présence de bore sec et d'eau en quantité notable au droit de la pompe de test 8RIS011PO et la présence d'un mélange d'huile et de graisse au niveau de la chapelle de la pompe 3EAS001PO.
Demande A9 : je vous demande de caractériser l'ensemble des constats observés par les inspecteurs et de les corriger dans les meilleurs délais.
Vous me transmettrez la caractérisation faite pour l'ensemble de ces constats.
Suite à la déclaration d'un évènement significatif pour la sûreté (ESS) en 2019 (référence 4.02.19), vous vous étiez engagé, suite à une demande de l'ASN, à *« réaliser une revue plus générique »* afin d'examiner les éventuels non-respects des périodicités des maintenances prévues dans les PBMP pour les matériels EIPS (importants pour la sûreté). Cette revue n'a été réalisée pour que les équipements suivis par le service MTE (machines tournantes et électricité). Cette dernière a révélé plusieurs écarts d'application des PBMP qui ont fait l'objet d'actions réactives depuis lors. Eu égard à ce constat, il apparaît indispensable d'étendre ce contrôle à l'ensemble des équipements ayant des maintenances préventives à satisfaire en application d'un PBMP, c'est-à-dire élargir cette revue aux équipements suivis par les autres services du CNPE (dont les services Automatismes et Essais, Machines Statiques et Robinetteries…). Demande A10 : je vous demande de réaliser une revue, pour l'ensemble des équipements EIPS du CNPE, afin de vous assurer que les contrôles à réaliser en application des PBMP sont bien effectués selon les périodicités requises. Vous me détaillerez les équipements / matériels pour lesquels les périodicités des PBMP n'ont pas été respectées. En fonction du résultat de cette revue, je vous demande également de me proposer un échéancier raisonnable tant pour la réalisation des analyses d'impact des éventuels écarts observés que pour la correction desdits écarts.
## Vérification De L'Interconnexion Avec Le Réseau De Terre Du Site De Plusieurs Équipements
Vous avez présenté aux inspecteurs le rapport de la vérification complète des dispositifs de protection contre la foudre effectuée par l'APAVE le 25 janvier 2019 (référence du rapport 18601ORL).
Dans ce rapport, l'organisme conclut que l'ensemble des points contrôlés est conforme bien que ce dernier n'ait pas trouvé les prises de terre pour les locaux diesels des réacteurs n° 2, 3 et 4. Interrogés à ce sujet, vos représentants ont indiqué que la notice technique de contrôle des dispositifs de mise à la terre stipule la nécessité *« de réaliser des essais de continuité des conducteurs (si accessibles) et la* vérification de l'interconnexion avec le réseau de terre ». Considérant que les prises de terre des locaux diesels précités n'ont pas été visualisées (ni donc contrôlées) par l'organisme, EDF considère qu'elles ne sont pas accessibles. Or, il aurait été préférable de poursuivre les investigations sur ce sujet, notamment pour s'assurer qu'une interconnexion de ces locaux existe bel et bien avec le réseau de terre du CNPE depuis la construction des installations. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter des éléments de preuve justifiant de l'existence d'un tel dispositif. Demande A11 : je vous demande de mener les investigations idoines pour confirmer l'existence de liaisons d'interconnexion des locaux diesels des réacteurs n° 2, 3 et 4 avec le réseau de terre du CNPE.
Action A54233 - Test d'efficacité de la protection antigel du fluide contenu dans la double enveloppe de la bâche enterrée 0LHT003BA A la suite d'une inspection, vous vous étiez engagé à réaliser pour fin décembre 2019 un test de l'efficacité de la protection antigel du fluide contenu dans la double enveloppe de la bâche à fioul enterrée 0LHT003BA. Cet engagement faisait suite à de nombreux échanges ayant eu lieu entre l'ASN et le CNPE. En dernier lieu, vous aviez notamment indiqué que *« concernant la nécessité du contrôle de l'efficacité de la protection antigel* des cuves des GUS [groupe d'ultime secours], les dernières investigations ont montré que le contrôle de la teneur en glycol du liquide contenu entre les parois des cuves sera prescrit en 2019 par la prochaine fiche d'amendement au PB AP913 DIESEL».
Pour satisfaire à cet engagement, vous avez présenté aux inspecteurs le rapport d'analyse fait dans un laboratoire externe qui conclut que l'antigel précité a un point de congélation de -7,1°C et que les résultats de ce contrôle sont *« à interpréter selon le dosage et le matériel concerné. »*
Les inspecteurs ont également relevé que le *« % Antigel »* n'avait pas été vérifié par le laboratoire.
En conclusion, l'ASN retient que le contrôle réalisé ne permet pas de répondre à la prescription précitée de la fiche d'amendement requérant de réaliser une mesure *« de la teneur en glycol ».*
De plus, le CNPE n'a pas été en mesure d'indiquer si le point de congélation observé permettait de garantir que la protection antigel de la double enveloppe était efficace en période de grand froid (faute de température de référence identifiée dans le référentiel EDF). D'ailleurs, le laboratoire ne s'est pas engagé à ce propos puisqu'il indique, dans son rapport, que les résultats sont à interpréter selon le dosage (non vérifié par le laboratoire) et le type de matériel utilisé. Demande A12 : je vous demande de réaliser un contrôle en laboratoire visant à mesurer la teneur en glycol de la protection antigel de la double enveloppe de la cuve 0LHT003BA. Vous me préciserez également si, en l'état (vis-à-vis notamment au point de congélation mesuré), la protection antigel est efficace en période de grand froid (il faudra nécessairement préciser, et justifier, la température de référence par rapport à laquelle vous vous positionnez).
## B. Demandes De Compléments D'Information
Maîtrise du risque d'inondation interne dans les galeries SEC Les éléments précisés ci-dessous sont liés à ceux détaillés dans le paragraphe supra ayant conduit à formuler la demande A3. En avril 2019, le CNPE a procédé à la déclaration d'un évènement significatif au titre de la sûreté (ESS référencé 1.04.19) en lien avec la non tenue au séisme d'un support DA5545 d'une tuyauterie SEC (eau brute) située dans les galeries SEC. Suite à l'analyse des conséquences d'une fuite sismo-induite générée par la rupture de la tuyauterie précitée, des recommandations ont été formulées dans des fiches de communication de vos services centraux. D'une part, il avait été recommandé *« qu'afin de permettre un écoulement des égouttures qui pourraient être* présentes dans la partie basse des galeries suite à cette obturation, un orifice de DN15 maximum peut être ajouté afin d'éviter une stagnation de l'eau. Cet orifice garantit un temps de 48 heures avant le noyage des pompes SEC de la voie A. Ce délai de grâce permet la détection de l'inondation par un rondier en station de pompage, l'isolement de la brèche et la mise en œuvre de dispositifs de pompage mobiles pour évacuer l'eau ». Ce type de disposition étant valorisée dans les rapports de sûreté d'autres CNPE (par exemple celui de Saint-Laurent prévoit l'existence d'une bride avec un orifice de type diaphragme de 30 mm permettant d'évacuer les effluents de la galerie SEC vers la fosse d'exhaure SEC), il semble donc incontournable que Dampierre mette en œuvre cette recommandation, contrairement à ce qu'il avait indiqué dans son courriel du 2 octobre 2019.
Demande B1 : je vous demande de nouveau de vous positionner sur le déploiement de recommandation précitée sur le site de Dampierre. D'autre part, il avait été observé que d'autres supports mettant en communication les galeries et les salles SEC pour les réacteurs n° 2, 3 et 4 ne respectaient pas les règles de l'art (proximité trop importante des platines murales avec les bords de joints inter-bâtiments…) sans toutefois remettre en cause leur tenue au séisme.
Interrogés sur la programmation des remises en conformité par rapport aux règles de l'art, vos représentants n'ont pas été en mesure de fournir de la visibilité à ce propos si ce n'est d'indiquer que les remises en conformité pourront être envisagées après capitalisation du retour d'expérience du chantier, prévu avant l'arrêt du réacteur n° 1 en 2020, de réfection du support DA5545 en écart.
Demande B2 : je vous demande de prendre une action de progrès visant à préciser à l'ASN, suite au retour d'expérience du chantier de réfection du support DA5545 (objet de l'ESS 1.04.19), les échéances de remise en conformité des supports SEC (dans les galeries des réacteurs n° 2, 3 et 4) ne respectant pas les règles de l'art Incendie Dans le cadre de leur contrôle du 8 janvier 2020, les inspecteurs ont relevé les constats suivants :
- dans l'attente de la mise en place d'une détection incendie fixe dans la tente des matériaux locaux de crise (MLC) telle que demandée par la décision 2014-DC-0417, dans sa réponse à l'inspection référencée INSSN-OLS-2019-0613 de janvier 2019, le CNPE s'était engagé à ce que « des rondes quotidiennes [soient] réalisées par la protection de site et tracées dans un registre ». L'examen du registre sur la période de novembre 2019 à début janvier 2020 a permis de démontrer que la périodicité journalière n'était pas systématiquement respectée (près d'une quinzaine de rondes n'ont pas été effectuées) ;
- lors de la visite du local diesel 3LHQ, il a été constaté que le diffuseur de mousse de la protection fixe incendie de la bâche à fioul (3LHQ060GM) était en bon état mais que le tamis en aval permettant l'application du mélange (eau + mousse), contenait des corps étrangers de dimension significative. Ces corps étrangers sont susceptibles de réduire l'efficacité du mélange (eau +
mousse) en cas de mise en route de la protection fixe incendie. Ce type de constat a déjà été observé sur vos installations, notamment lors de l'inspection incendie de février 2017 (référencée INSSN-OLS-2017-0164).
Demande B3 : je vous demande de me confirmer la correction des écarts précités de manière pérenne. Vous m'informerez des dispositions mises en place dans ce cadre. Demande B4 : je vous demande de me préciser l'état de l'ensemble des tamis des autres protections fixes d'incendie que vous n'aurez pas manqué de contrôler suite aux constats faits sur celui du 3LHQ060GM. Vous m'informerez du résultat de ce contrôle.
## Radioprotection
Lors de la visite du bâtiment combustible (BK) du réacteur n° 3, les inspecteurs ont relevé que :
- plusieurs sondes de type MIP10 étaient soit absentes soit non fonctionnelles au niveau de plusieurs sauts de zone (local K010 donnant à la pompe 3EAS001PO et local de la piscine d'assemblage combustibles au niveau +20m du BK) ;
- l'ardoisine d'accès au local K318, situé au niveau +6m, précisait que la dernière cartographie de radioprotection, réalisée en application de la décision n° 2010-DC-0175, avait été réalisée le 29 août 2019. Même si le local est classé en Zone Rouge lorsque le réacteur est en production, il n'en demeure pas moins que la périodicité mensuelle des contrôles techniques d'ambiance aurait dû être respectée lors de l'arrêt de ce réacteur qui s'est terminé en décembre 2019. *A minima,* trois contrôles mensuels n'ont pas été réalisés sur la période.
Demande B5 : pour le cas d'espèce du non-respect de la périodicité de réalisation de plusieurs cartographies de radioprotection pour le local K318, je vous demande d'apporter des éléments d'analyse à ce sujet (en précisant également les conditions nécessaires pour pouvoir réaliser des cartographie RP dans des locaux de ce type) et le cas échéant, vous vous positionnerez sur le caractère déclaratif au titre de la radioprotection.
## C. Observation
C1. De nombreuses fiches de suivi d'actions ainsi que les modes de preuve associés ont été examinés lors de l'inspection et n'ont pas amené d'observation particulière, les différentes actions ayant été réalisées dans les délais annoncés. C2. Lors de leur visite des installations, les inspecteurs ont constaté que le support manquant au niveau de l'équipement 8RIS013AQ, lié à la pompe de test 8RIS011PO, avait été installé lors de l'arrêt du réacteur n° 3. Cette action permet de résorber un écart de conformité. C3. Au droit des pompes de sauvegarde 3EAS001 et 002PO, les inspecteurs ont constaté que les éléments de boulonnerie (dont les goujons) présents sur les brides d'aspiration et de refoulement avaient été repris. Le contrôle réalisé par sondage a permis de confirmer que les règles de l'art avaient été respectées. C4. Les inspecteurs ont contrôlé, par sondage, l'état physique des trémies / traversées, qu'elles soient mécaniques ou électriques, que vous valorisez pour éviter la propagation d'une inondation interne des galeries SEC vers les BK des réacteurs n° 3 et 4. Le contrôle des trémies / traversées, observées côté BK des réacteurs n° 3 et 4 et communiquant avec les galeries SEC de ces mêmes réacteurs, n'a pas révélé d'anomalies ; l'ensemble de ces dernières étant pourvues d'un revêtement garantissant leur étanchéité.
##
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois au maximum, sauf délais spécifiés dans certaines demandes formulées dans le présent courrier, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par Christian RON |
INSSN-CAE-2029-0142 | DIVISION DE CAEN
Caen, le 8 juin 2020 N/Réf. : CODEP-DRC-2020-029457 Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Cycle de La Hague 50 444 BEAUMONT-HAGUE CEDEX
OBJET : **Contrôle des installations nucléaires de base** Etablissement Orano Cycle de La Hague - INB n°38 Inspection n° INSSN-CAE-2019-0142 Inspection du projet RCB
Réf. : Voir *in fine* Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection annoncée a eu lieu les 12 et 13 décembre 2019 au sein de l'Etablissement Orano Cycle de La Hague. Elle a porté sur la maîtrise du projet de reprise et de conditionnement des boues (RCB) au sein de l'Installation Nucléaire de Base (INB) n°38. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## 0 - Contexte
L'article L. 593-25 du code de l'environnement prévoit que, lorsqu'une installation nucléaire de base est définitivement arrêtée, « *son exploitant procède à son démantèlement dans un délai aussi court que possible, dans des* conditions économiquement acceptables [...] **». Les opérations de reprise et de conditionnement des déchets** anciens (RCD) d'UP2-400 sont nécessaires à son démantèlement, et doivent donc être réalisées dans un délai aussi court que possible. Elles se caractérisent de plus par un enjeu fort : terme source mobilisable présent, risques pour l'environnement, absence de conformité des entreposages aux pratiques actuelles. Considérant vous avoir « *demandé à plusieurs reprises de mettre en œuvre la phase industrielle des opérations de reprise* et de conditionnement des déchets » et « **que les différents calendriers prévisionnels de réalisation de cette phase présentés [...]**
en réponse à ces demandes n'ont pas été respectés **», l'ASN vous a prescrit en 2014, les échéances des opérations** de RCD, en les priorisant en fonction des enjeux [9]. L'ASN réalise depuis 2016 des inspections de projets complexes, sur la RCD et le démantèlement, afin de s'assurer que vous exercez vos responsabilités et que vous mettez en œuvre une organisation de conduite de projets adaptée, afin de respecter les échéances prescrites.
A ce jour, l'ASN observe toujours des retards répétés. Vous avez adressé en conséquence plusieurs demandes de report de ces échéances. Cette situation n'est pas satisfaisante et interroge sur la validité des échéanciers que vous avez proposés et qui ont été prescrits par l'ASN. L'ASN a plus particulièrement prescrit en 2014 le début de la reprise des déchets des silos 550-10 à 15 de l'atelier STE2-A et 550-17 de l'atelier STE-V avant le 1er **janvier 2020. Vous avez sollicité l'ASN le 20**
septembre 2019 par courrier [2] pour une demande de report de cette échéance.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection annoncée des 12 et 13 décembre 2019 a concerné l'installation nucléaire de base (INB) n°38 implantée sur le site de La Hague exploité par Orano Cycle. Elle a porté sur la maîtrise du projet de reprise et de conditionnement des boues (RCB), depuis l'installation de STE2 vers l'installation STE3 implantée dans l'INB 118.
Les inspecteurs ont contrôlé le planning intégré du projet1**, les processus de contrôle de projet,**
l'évaluation de la maturité de la solution alternative de conditionnement en étape d'Avant-Projet Sommaire (APS), des dispositions relatives à la maîtrise de la reprise et du transfert sur les périmètres toits de silo (TDS) et silo 16. Les inspecteurs ont contrôlé plusieurs engagements pris par Orano fin 2018, ainsi que la prise en compte par Orano du retour d'expérience disponible auprès d'autres exploitants. Les inspecteurs notent favorablement le déploiement d'une démarche d'évaluation de la maturité des projets ainsi que des progrès en particulier dans le développement d'un planning notamment sur la R&D depuis la précédente inspection réalisée le 4 février 2019. Au vu d'un examen par sondage, les inspecteurs concluent néanmoins au besoin d'améliorations importantes concernant le planning intégré du projet, le suivi de la maîtrise des échéances clés du projet, la stratégie de gestion des boues non conformes, l'analyse du retour d'expérience et le suivi d'engagements. Les inspecteurs relèvent un manque d'anticipation sur plusieurs sujets, notamment la préparation du dossier de modification au titre de l'article R.593-47 du code de l'environnement. Les inspecteurs soulignent l'importance d'évaluer et d'anticiper la variabilité des exigences de performance du procédé, au regard de l'incertitude des données de base, afin d'assurer un procédé et une stratégie de réalisation du projet suffisamment robustes.
## A **Demandes D'Actions Correctives** Maîtrise Du Planning Intégré Du Projet A1 - Maturité Du Planning Intégré Du Projet
Les inspecteurs ont contrôlé le planning intégré du projet et ont constaté des lacunes importantes en termes de maturité (non couverture de l'ensemble du périmètre du projet, discontinuité dans le chaînage des tâches, non développement de certaines macro-tâches, équilibre insuffisant entre les disciplines contributrices, etc.). L'ASN rappelle que le planning est un livrable primordial à développer et à suivre pour maîtriser un projet. De plus, ce planning a été utilisé par l'exploitant pour étayer la demande de report de l'échéance de début de reprise des boues [2]. A la lumière de ce contrôle, les inspecteurs jugent que cette demande de report n'est pas suffisamment étayée. Les inspecteurs ont toutefois noté des plannings mieux définis sur des périmètres partiels du projet : toits de silos (TDS), silo 16, R&D. Je vous demande de développer un planning intégré du projet, mature et robuste, sur l'ensemble du périmètre du projet. Vous veillerez à cet effet à l'exhaustivité du périmètre couvert, qui devra inclure notamment la phase 2 du projet (stratégie pour le conditionnement définitif). Ce planning devra respecter les critères de qualité objet de la demande A5 de la lettre ASN [10]. Je vous demande de réviser votre demande [2] et d'y joindre ce planning révisé en explicitant la référence de base, les contraintes, la marge totale et le chemin critique. Dans votre demande [2] révisée, vous veillerez à clarifier la nouvelle échéance de première reprise envisagée.
## A2 - Suivi Et Prévision Des Jalons Clés Du Planning
Les inspecteurs ont contrôlé la capacité de l'exploitant à maîtriser les échéances intermédiaires et à terminaison du projet. L'exploitant a indiqué suivre les marges et tenir à jour des diagrammes tempstemps. S'agissant du suivi de marges, l'exploitant a présenté le cas du suivi du jalon de mise en service en actif des silos 14 et 15. L'indicateur suivi est un ratio entre la marge restante et la durée restante. Les inspecteurs ont tout d'abord noté que le suivi de marges présenté ne couvre que le jalon d'achèvement de ce planning, à l'exclusion des jalons intermédiaires. Or la maîtrise des jalons intermédiaires participe à la maîtrise de l'échéancier global et donc du jalon d'achèvement. Ensuite, les inspecteurs ont contrôlé la mesure de cette marge pour vérifier si celle-ci est mesurée par rapport aux dates fixes de la référence de base. Ce critère est en effet nécessaire pour apprécier la maîtrise de l'échéancier lorsque le projet est piloté par le planning. Les inspecteurs n'ont pas obtenu de preuves à cet effet.
Enfin, les inspecteurs notent que :
- **ce ratio n'est appliqué que sur le chemin critique du projet, sans considération des chemins sous**
critiques ;
- ce ratio donne une indication par rapport à des dates qui peuvent être mouvantes, sans *a priori* pouvoir remonter une alerte fiable sur un retard de l'échéance initiale fixée ;
- **ce ratio semble donner une tendance globalisante qui peut masquer un retard sur un livrable**
critique intermédiaire2.
Les inspecteurs ont confirmé que la marge devait être mesurée par rapport aux dates fixes de la référence de base, pour justifier le caractère objectif de cette valeur et assurer le pilotage du projet par le planning.
Pour améliorer la définition, l'anticipation, le suivi et la maîtrise des échéances des livrables critiques, je vous demande de mettre en place les dispositions pour réaliser une planification de convergence3 **et de suivre périodiquement les marges associées. Vous me transmettrez l'outil**
mis en place à cet effet. simple, mesurant périodiquement pour chaque livrable critique sa marge entre la date actualisée et l'échéance fixe associée de la référence de base. Les inspecteurs ont constaté des retards notables, concernant notamment la validation de la fin d'étape d'Avant-Projet Sommaire (APS) du périmètre STE3 (prévue initialement à fin novembre 2019, l'exploitant a déclaré son report pour la fin du premier trimestre 2020) et l'instruction des dossiers de demandes d'autorisations réglementaires sur les périmètres toits de silo et silo 16. Pour apprécier la capacité de l'exploitant à piloter son projet par le planning, les inspecteurs ont demandé si l'exploitant réalisait des prévisions sur les principales échéances du projet, à l'appui notamment d'une analyse des écarts de délai4**. Orano a indiqué ne pas faire de telles prévisions.**
Les inspecteurs ont précisé qu'une organisation mature en gestion de planning, et plus particulièrement lorsque les projets sont pilotés par le planning, devraient disposer de telles prévisions pour apprécier la maîtrise des échéances clés. **Ces prévisions se fondent sur l'identification des facteurs de productivité du**
planning, considèrent le chemin critique et d'éventuels chemins sous-critiques du projet et prennent en compte également les risques de goulots d'étranglements lorsque des ressources sont en compétition sur des branches parallèles du planning5.
Je vous demande, de proposer des dispositions pour réaliser périodiquement des prévisions fiables des échéances clés du planning intégré du projet RCB. Je considère que de telles activités sont nécessaires pour la maîtrise de l'échéancier.
## A3 - Stratégies De Réalisation
Les inspecteurs ont relevé dans la note d'hypothèses du planning que certaines phases de travaux étaient identifiées avec un risque notable de coactivité, notamment les phases 2 et 5 sur le planning toits de silos.
Si une marge calendaire est bien matérialisée pour la phase 2, son intitulé couvrait un risque particulier qui excluait celui de la coactivité. L'exploitant a déclaré en effet que la stratégie de référence prévoit un enchaînement sans aléa, sans toutefois pouvoir présenter de preuves à cet effet.
Pour la phase 5, un délai-tampon était matérialisé. L'exploitant n'a pas apporté de justification sur la maîtrise du risque d'interface.
Je vous demande, sur le périmètre toits de silo et silo 16, de justifier l'ordonnancement des travaux et le caractère adapté des marges et délais-tampons retenus, à l'appui notamment du plan de réalisation des travaux ou d'un autre moyen équivalent. Cette analyse est nécessaire en préalable de la validation du planning intégré de projet, objet de ma demande A1.
Les inspecteurs ont contrôlé les séquences de fin des plannings concernant les périmètres toits de silo et silo 16. Les inspecteurs ont relevé que les essais prévus en actif, matérialisés formellement sur le périmètre STE3, couvriraient en pratique l'ensemble du périmètre du projet selon les déclarations de l'exploitant.
L'exploitant n'a pas présenté de preuves pour lever cette ambiguïté. L'exploitant a indiqué que la première année de Mise en Service Industriel (MSI) serait utilisée pour réaliser des premières opérations de pompage et de transfert à 20% de la concentration cible, afin de monter en cadence sur le procédé. La durée de deux mois entre la fin de la Mise en Service Actif (MSA) et la MSI, apparaît optimiste pour les inspecteurs considérant :
- **l'absence de documentation explicite,**
- **la programmation de cette étape en période estivale,**
- **les aléas particuliers constatés sur le projet silo 130 alors que l'exploitant n'a justement pas prévu**
de marges pour aléas sur le projet RCB concernant la MSA sur le périmètre STE3.
De plus, les inspecteurs ont relevé que l'exploitant prévoit, en cas de bouchage de la ligne de transfert, des rinçages à co-courant ou contre-courant ou de manière ultime un ringardage de la ligne. Ces dispositions ne sont pas aujourd'hui documentées, notamment pour les essais en actif. Il convient d'analyser au minimum ces dispositions pour justifier l'absence de contraintes particulières prévisibles, sinon il convient de les prendre en compte dans le planning. Je vous demande de détailler, de manière proportionnée aux enjeux du planning du projet, la stratégie des essais du projet concernant la phase des essais en actif. Votre analyse devra être achevée en préalable à la validation du planning intégré de projet objet de ma demande A1. Vous me transmettrez les conclusions et recommandations de votre analyse.
## Contrôle De Projet A4 - Contrôle De Projet
Orano a déclaré réaliser un suivi du projet par la méthode de la valeur acquise pour deux plannings, concernant les périmètres TDS et APS STE3. Sur le planning du périmètre silo 16, l'exploitant a déclaré réaliser un suivi restreint à l'avancement physique des livrables. Sur le planning plus récent de R&D,
l'exploitant a déclaré ne pas mettre en œuvre l'une ou l'autre de ces méthodes, et réaliser le suivi avec une méthode plus simple. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage le suivi par la méthode de la valeur acquise sur le cas du planning du périmètre APS STE3. Les inspecteurs ont pu relever des processus éprouvés à cet effet. Cependant, les inspecteurs ont noté que certains livrables importants du projet n'étaient pas à ce jour suivis par ces processus, en particulier le développement du dossier exigé en application de l'article R.59347 du code de l'environnement. L'exploitant avait déclaré à l'ASN qu'il l'adresserait avant la fin de l'année 2020. Les inspecteurs considèrent que ce type de dossier doit être anticipé plus d'un an avant l'échéance de remise, au regard de l'expérience de précédents dossiers de ce type. A date, l'exploitant a déclaré ne pas avoir commencé ce travail.
Je vous demande, à l'occasion de la révision du planning intégré du projet objet de ma demande A1, de renforcer votre contrôle de projet en :
- privilégiant une approche uniforme fondée sur la méthode la plus mature, qui est à priori celle de la valeur acquise,
- intégrant les dossiers réglementaires dans ce contrôle de projet et d'éventuels autre livrables à enjeux qui n'y figurent pas à ce jour, à l'issue d'une analyse à conduire.
Vous me transmettrez les conclusions de votre analyse. Périmètre STE3 - Maîtrise de la solution alternative
## A5- Variabilité Des Performances Du Nouveau Procédé
Les inspecteurs ont noté que l'exploitant avait fixé des exigences de performance du procédé, notamment :
- **un taux de siccité des boues, en sortie de centrifugeuse,**
- un taux de remplissage des étuis.
Les inspecteurs ont contrôlé comment l'exploitant évaluait la maitrise de ces exigences, sinon leur variabilité au regard des incertitudes actuelles et l'impact global sur le projet. L'exploitant n'a pu présenter d'éléments à cet effet.
Je vous demande d'évaluer la variabilité des exigences de performance du procédé, notamment le taux de siccité et le taux de remplissage et d'intégrer ces résultats avant la fin de l'étape AvantProjet Sommaire (APS) sinon en début d'étape Avant-Projet Détaillé (APD) en fonction de l'enjeu. Vous mettrez à jour l'étude de flux dynamique à l'issue de cette évaluation. Vous veillerez pour cette évaluation, s'agissant du taux de siccité et des conditions d'exploitation de la centrifugeuse, à analyser les données de base disponibles en termes de granulométrie et de viscosité6 **et leurs incertitudes. Afin de conforter votre évaluation sur ces paramètres, je vous**
invite à solliciter le retour d'expérience d'autres industriels exploitant des centrifugeuses. Enfin, à l'issue de cette évaluation, je vous demande de réviser la note transmise [4] en réponse à votre engagement H9 [3] pour justifier le nombre maximal prévisionnel d'étuis de boue produits et la suffisance des capacités d'entreposage sur STE3. Vous y joindrez une note technique détaillant cette justification et prendrez en compte également les derniers choix techniques, notamment celle relative à la densification des alvéoles des étuis.
## A6 - Dimensionnement D'Un Procédé Pour Le Traitement Des Effluents
Orano a développé une réflexion pour dimensionner un procédé de traitement des effluents.
Les inspecteurs ont demandé à l'exploitant l'évaluation de la flexibilité de ce procédé pour pouvoir traiter toutes les espèces, formellement identifiées à ce jour ou susceptibles d'apparaître en tenant compte des incertitudes actuelles. Les inspecteurs relèvent que des radioéléments tels que le ruthénium ont été identifiés par l'IRSN à l'état soluble dans son avis [5], et n'ont à priori pas été pris en compte par l'exploitant, de même qu'un certain nombre d'espèces supposées insolubles par l'exploitant dans son dossier de connaissance [6]. L'exploitant n'a pas présenté d'analyse à cet effet. L'ASN juge nécessaire que l'exploitant teste la sensibilité de ses hypothèses et vérifie si le procédé de traitement des effluents est suffisamment flexible pour traiter l'ensemble des espèces chimiques et des radioéléments susceptibles d'être identifiés, sinon il devra en évaluer les conséquences pour le projet. Je vous demande d'évaluer la suffisance des données de base considérées pour l'étude du procédé de traitement des effluents, plus particulièrement les risques : - que les hypothèses prises sur le caractère insoluble de certaines espèces chimiques soient infirmées, - de non prise en compte de certains radioéléments susceptibles d'être présents, tel le ruthénium et les conséquences en termes d'impact. Par ailleurs je vous demande d'achever l'analyse des meilleures techniques disponibles (MTD) pour ce procédé, avant la fin de l'étape APS sinon au début de l'étape APD, au regard de l'enjeu. Vous me transmettre les conclusions de votre analyse.
## A7 - Stratégie De Gestion Des Boues Non Conformes
L'exploitant dispose de données limitées sur la composition des boues. Il prévoit ainsi de réaliser des caractérisations supplémentaires à l'issue de leur reprise, sur les deux cuves procédés qui seront implantés dans le silo 16. Ces données de caractérisation permettront de juger du caractère conforme ou non conforme des boues, avant d'autoriser leur introduction sur STE3 pour y être traitées dans le cadre du nouveau procédé actuellement à l'étude.
S'agissant de la gestion de ces boues qui seraient déclarés non conformes, l'exploitant prévoit deux modalités possibles :
- **la première consiste au renvoi des boues dans leurs silos d'origine ;**
- **la seconde consiste à leur maintien dans la cuve en place sur le silo 16 et d'y transférer une charge**
de boue, depuis une strate supposée moins chargée radiologiquement, pour diluer l'activité radiologique et respecter le critère d'admission à l'entrée de STE3.
L'ASN lors de l'inspection de revue conduite en octobre 2016 [7] exprimait déjà des interrogations relatives à cette stratégie :
- **d'un point de vue sûreté, renvoyer des boues de forte activité radiologique dans des silos qui ne**
répondent pas aux normes de sûreté actuelles n'est pas acceptable ;
- **du point de vue de la faisabilité d'une dilution, en particulier s'il s'agit d'écarts à des spécifications**
chimiques, ces spécifications n'étant pas connues à ce jour en raison de travaux en cours de développement et de la qualification nécessaire notamment en regard du risque de corrosion ;
- **sur la capacité à poursuivre la reprise, du fait que tout renvoi de boues modifier la stratification**
et leur composition dans le silo;
- **sur la cadence du procédé de reprise : si les boues non conformes sont finalement entreposées**
dans une des deux cuves du silo 16, cette stratégie pénalisera la cadence de reprise puisque les deux cuves sont supposées en fonctionnement (une en charge depuis les silos de boues, l'autre en transfert vers STE3) ; de plus, le projet a fixé un objectif de vidange de tous les silos en cinq ans.
L'ASN relève également que la conception des procédés industriels prévoit usuellement une ligne de dérivation (by-pass) pour gérer les produits non conformes pour ne pas pénaliser l'exploitation de la ligne ; ce procédé est d'ailleurs utilisé pour les principales lignes en exploitation présentes sur le site
(vitrification, atelier de compactage des coques et embouts, etc.).
Je vous demande d'étudier la possibilité d'une ligne de dérivation spécifique pour traiter les boues non conformes. Vous me transmettrez une note technique détaillée à l'issue de votre étude.
## A8 - Influence De La Température Sur La Viscosité Des Boues
Les inspecteurs ont relevé une série de travaux réalisés par l'exploitant concernant l'étude de la viscosité des boues, notamment l'établissement d'une loi de rhéologie pour les boues de STE2 et une étude de pertes de charges sur la ligne de transfert concluant à la faisabilité du transfert. L'exploitant s'appuie sur un modèle de fluide à seuil. L'exploitant a déclaré prévoir des essais en actif pour confirmer la qualification de la ligne et prévenir des bouchages.
Les inspecteurs ont rappelé des cas de bouchage de lignes de transfert de boues actives sur le site de Hanford aux Etats-Unis. Ce bouchage a résulté du changement de viscosité des boues en raison d'un refroidissement de celles-ci, lors de leurs transferts dans les canalisations, qui sont enterrées par rapport aux cuves d'origine. Or l'exploitant prévoit également un transfert par des caniveaux enterrés. Je vous demande d'analyser l'impact de la température sur la viscosité des boues, la validité de la loi de rhéologie retenue et l'absence d'impact sur la cadence du procédé, et dans le cas d'un impact avéré d'identifier les dispositions techniques retenues pour le pallier. Vous intègrerez les résultats de cette analyse avant la fin de l'étape APS sinon au début de l'APD en fonction de l'enjeu. Vous me transmettrez les conclusions de votre analyse.
## A9 - Examen Du Retour D'Expérience D'Autres Exploitants Concernés Par Des Projets De Reprise Et De Conditionnement Des Boues
Les inspecteurs ont contrôlé la prise en compte du retour d'expérience d'autres exploitants, en France et à l'étranger, ayant réalisé des projets de reprise et de transfert des boues (RCB), en application de la prescription [ARE-LH-RCD-06] de la décision ASN [9]. Les inspecteurs ont contrôlé plus particulièrement la connaissance de l'exploitant des projets de RCB du CEA Marcoule, de Sellafield Ltd au Royaume-Uni et du *Department of Energy* **(DOE) sur le site de Hanford aux Etats-Unis. Les inspecteurs** ont relevé des éléments qu'ils considèrent très succincts au regard du retour d'expérience disponible et de l'enjeu associé à ces sujets.
Les inspecteurs jugent que le travail mené par Orano pour respecter la prescription susmentionnée reste insuffisant.
Les inspecteurs ont rappelé que, même si les boues peuvent être de compositions différentes, les exploitants restent généralement confrontés à des contraintes similaires. De plus, l'étude du retour d'expérience favorise des innovations ou des simplifications permettant de rendre les solutions techniques plus flexibles et ainsi mieux pallier les incertitudes des données de base.
Je vous demande, en application de la prescription [ARE-LH-RCD-06] de la décision ASN [9] de conduire une analyse approfondie des projets de RCB de Marcoule, Sellafield et Hanford, réalisées et en cours et me transmettre une note technique détaillée à cet effet concluant sur la façon dont Orano prend en compte ce retour d'expérience. Outre la dimension technique à analyser, je vous invite plus particulièrement, pour le cas de Sellafield, à examiner le retour d'expérience en terme de conduite de projet, du fait de résultats favorables en la matière établis par l'Office for Nuclear Regulation (ONR) qui est l'autorité compétente pour le contrôle de la sûreté nucléaire au Royaume-Uni.
## A10 - Maturité De La Solution Alternative Rcb
En novembre, l'exploitant a réalisé sur le périmètre de la solution alternative, en étape d'Avant-Projet Sommaire (APS), une revue d'évaluation de la maturité. Cette revue a conclu à un développement insuffisant du projet sur ce périmètre et explicité différents livrables à réaliser. L'exploitant a déclaré que la procédure d'évaluation de maturité, du fait de son caractère récent, avait conduit à identifier de nouvelles exigences qui n'étaient pas prévues initialement. Les inspecteurs ont examiné cette liste de livrables et ont identifié un livrable relatif à la préconisation des matériaux du procédé. Les inspecteurs considèrent que la sélection des matériaux des principaux équipements du procédé est bien une exigence usuellement7 **attendue pour une fin d'étape APS. Ils constatent qu'elle n'a pas été anticipée dans le cas**
présent. Les inspecteurs ont également noté des critères d'évaluation de maturité qui n'étaient pas explicites, comme par exemple pour le livre de procédé. Celui-ci nécessite un développement qui se poursuit durant l'étape d'Avant-Projet Détaillé (APD). Les inspecteurs auraient trouvé opportun, pour mieux anticiper et respecter ce critère d'évaluation de la maturité portant sur le livre de procédé, que la maîtrise d'ouvrage établisse précisément les livrables attendus (par exemple le schéma bloc, les schémas de procédé, les schémas de tuyauteries et instrumentation, les données de procédé, les bilans matières, etc.). Concernant la notation attribuée à chacun des critères à l'issue de l'évaluation de maturité, les inspecteurs n'ont trouvé aucune justification pour apprécier l'objectivité de la valeur des notes retenues. Je vous demande, pour cette étape APS ainsi qu'au début de l'étape APD, d'examiner l'opportunité de préciser les livrables attendus concernant le livre de procédé en cohérence avec la demande A17 formulée par l'ASN en lettre [10].
## A11 - Evaluation De La Maturité Des Projets
Dans sa demande A17 en lettre [10], l'ASN demande de tirer un premier retour d'expérience de cette démarche et d'examiner de manière générique plusieurs axes d'amélioration identifiés à l'appui de faits relevés lors de l'inspection du projet DFG en octobre 2019. Les présentes demandes A1, A3, A4, A5, A10 formulées sur le projet RCB confirment les conclusions tirées par l'ASN sur le projet DFG et l'opportunité d'une évaluation plus large de l'organisation. Les inspecteurs notent également, pour le cas du projet RCB :
- **l'absence d'évaluation formelle du raccordement aux utilités existantes alors que certains**
équipements peuvent avoir un impact lors de ce raccordement : la centrifugeuse est un équipement nécessitant a priori une puissance électrique importante ;
- **l'absence d'un plan de développement de l'étape suivante du projet, soit ici l'étape d'APD,**
- **l'absence de processus de revue des schémas de procédés en présence de la maîtrise d'ouvrage et**
en vue d'obtenir sa validation afin de poursuivre le développement du travail de conception des équipements de procédé.
Je vous demande, dans le cadre de la demande A17 de l'ASN formulée en lettre [10] relatif au retour d'expérience à établir de la démarche d'évaluation de la maturité des projets, d'inclure dans votre réflexion les demandes A1, A3, A4, A5 et A10 de la présente lettre de suite susceptibles de constituer des axes d'amélioration opportuns à étudier. Je vous demande d'analyser de plus l'opportunité des améliorations suivantes :
- **formaliser en fin d'étape le plan de développement de l'étape suivante;**
- **évaluer le raccordement aux utilités existantes et les interfaces entre les équipements**
nouveaux et les installations existantes ;
- **mettre en place un processus de revue des schémas de procédés (schéma bloc, schéma**
de procédés, schémas d'instrumentation et de tuyauterie, etc.) associant la maîtrise d'ouvrage Vos conclusions seront transmises à l'ASN dans le cadre du traitement de la demande A17 formulée en lettre [10].
## A12 - Qualification De La Pompe De Reprise
Par sondage, les inspecteurs ont contrôlé plusieurs exigences associées à la qualification des équipements ROV et pompe de reprise, équipements jugés entièrement qualifiés par l'exploitant. S'agissant de la tenue à la corrosion des matériaux de la pompe de reprise, la note examinée par les inspecteurs faisait état d'une étude bibliographique, dont les résultats ne permettaient pas de justifier en l'état la tenue des matériaux pour l'équipement dans l'environnement prévu, en particulier s'agissant de l'aluminium.
Vous me transmettrez le document de traçabilité justifiant la maîtrise de cette exigence pour la pompe de reprise. Dans le cas d'une impossibilité de justifier la maîtrise de la corrosion de l'équipement, vous m'indiquerez les dispositions compensatoires retenues (disponibilité de pièces de rechanges, stratégie de maintenance préventive, etc.).
## A13 - Suivi Des Engagements Pris Orano
Par courrier [8], Orano a pris des engagements préalables à la réunion des groupes permanents d'experts pour les déchets et pour les laboratoires et les usines du 28 mars 2017, relative à la spécification de production du colis C5 et son acceptabilité en stockage géologique. Même si le procédé de conditionnement a évolué, plusieurs des engagements pris restent d'actualité pour le scénario alternatif actuellement en œuvre. Les inspecteurs ont contrôlé les engagements 2 à 5. L'exploitant n'a pas été en mesure de présenter le solde, ni même des avancées concernant ces quatre engagements, pris il y a plus d'un an. L'exploitant a déclaré ces sujets non prioritaires, sans toutefois pouvoir le justifier. Les inspecteurs relèvent que ces engagements concernent notamment la définition de méthodes d'analyse, qui devront être mises en place lors des caractérisations des boues sur le silo 16, et que la maîtrise de ces méthodes permettra de lever des incertitudes sur les données de base du projet.
L'absence de travail concret sur ces engagements à date est de nature à pénaliser le projet, puisqu'il doit prendre en compte ces incertitudes supplémentaires. Je vous demande de définir des échéances de réalisation pour chacun des engagements 2 à 5, adaptées à la stratégie de votre projet. Je vous demande d'observer une plus grande rigueur dans le suivi de vos engagements envers l'ASN.
## B **Demandes De Compléments D'Informations** B1 - Développement D'Une Approche Trl
L'exploitant a indiqué une réflexion qui pourrait conduire au développement d'une approche de type Technology Readiness Level (TRL)**, très courante dans les pays anglo-saxons, pour évaluer la maturité des**
nouveaux procédés.
Je vous demande de m'informer de vos réflexions. Si une telle démarche est confirmée et conduit à la formalisation de notes particulières, je vous demande de me les transmettre.
## C **Observations**
Du fait d'un bulletin d'alerte « vents violents » enregistré par le site le vendredi 13 décembre matin, les inspecteurs n'ont pu réaliser la visite des chantiers de travaux sur les toits de silo qui était prévue l'aprèsmidi.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division, Signé par Adrien MANCHON
11
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Courrier Orano 2019-7555 du 20 septembre 2019
[3] Courrier Orano 2018-13967 du 8 mars 2018
[4] Courrier Orano 2018-111953 du 14 septembre 2018
[5] Rapport IRSN DSU 102 réunion du groupe permanent usines du 16 novembre 2006
[6] NT Areva 2012-13836 du 11 mai 2016
[7] Courrier ASN CODEP-CAE-015804 du 22 mai 2017
[8] Courrier Orano 2018-77646 du 27 décembre 2018
[9] Décision ASN 2014-DC-0472 du 9 décembre 2014
[10] Courrier ASN-CODEP-DRC-2020-026061 du 29 mai 2020
[11] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB |
INSNP-DEP-2019-0237 | DIRECTION DES ÉQUIPEMENTS SOUS PRESSION NUCLÉAIRES
Dijon, le 2 janvier 2020 Réf : CODEP-DEP-2019-051010 Monsieur le président de Framatome Tour AREVA 1, place Jean Millier 92084 PARIS LA DEFENSE Cedex Objet : Contrôle de la fabrication des équipements sous pression nucléaires (ESPN) Thème : Inspection relative à la conformité des matériaux entrant dans la fabrication des ESPN Usine Framatome à Saint-Marcel (71) INSNP-DEP-2019-0237 Monsieur le président, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle de la fabrication des ESPN prévu à l'article L. 592-22 du code de l'environnement, une inspection annoncée du fabricant Framatome a eu lieu le 13 décembre 2019 dans les ateliers de l'usine à Saint-Marcel (71) sur le thème « conformité des matériaux entrant dans la fabrication des ESPN ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection de Framatome s'est déroulée le 13 décembre 2019 dans son atelier de fabrication de SaintMarcel (71). Cette inspection annoncée fait suite à l'inspection de l'ASN réalisée le 18 septembre 2019 relative à un écart de fabrication, qui concerne le traitement thermique de détensionnement local (TTD) réalisé sur les assemblages permanents. Le fabricant a mis en évidence que ce procédé réalisé par utilisation de moufles équipés de résistances électriques ne permet pas de maintenir une température suffisamment homogène sur toute la longueur de l'assemblage permanent avec des écarts de température allant au-delà des valeurs prescrites sur certaines parties de l'assemblage permanent. Cette inspection avait pour thème la conformité des matériaux entrant dans la fabrication des ESPN dans le cadre de l'évaluation de conformité en cours relative aux ESPN destinés au parc électronucléaire français d'EdF. Les inspecteurs ont inspecté les actions engagées par le fabricant dans le cadre de sa stratégie de traitement de l'écart TTD local. Ils ont inspecté la représentativité des maquettes physiques développées pour déterminer les plages de températures effectivement atteintes au niveau des joints soudés lors du TTD local par procédé par moufles munis de résistances électriques.
Ils ont examiné le programme de caractérisation des propriétés mécaniques de l'assemblage permanent impacté par l'écart TTD local du générateur de vapeur de remplacement identifié GV/RP 385. Les inspecteurs ont également noté que le fabricant a engagé des actions permettant de lever des incertitudes concernant l'application du procédé de TTD local utilisant des panneaux céramiques. En atelier, ils ont échangé avec les thermiciens sur la représentativité des essais de TTD réalisés sur une maquette à l'échelle 1. Enfin, ils ont questionné le fabricant sur les actions qu'il va engager pour identifier les étapes des procédés de fabrication, mis en œuvre dans l'usine de Saint-Marcel, qui sont importantes pour la maîtrise de la qualité de fabrication des ESPN. Cette inspection fait l'objet de trois actions correctives, quatre demandes de compléments d'informations et une observation.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Procédé de fabrication - § 3.1 de l'annexe 1 de la Directive 2014/68/UE : « Le fabricant veille à la bonne exécution des dispositions prises au stade de la conception en appliquant les techniques et les méthodes appropriées. »
## Maîtrise Des Procédés.
En réponse à une demande de complément formulée à l'issue de l'inspection du 18 septembre 2018, Framatome a transmis à l'ASN un courrier présentant les actions engagées en ce qui concerne l'identification des procédés de fabrication mis en œuvre dans son usine de Saint-Marcel qui sont importantes pour la maîtrise de la qualité des fabrications des ESPN et les vérifications des dossiers techniques associées.
Considérant cette réponse très succincte et peu détaillée, les inspecteurs ont questionné le fabricant sur sa démarche d'identification de procédés dont la maîtrise et les instructions techniques pourraient être insuffisantes. Au cours de l'inspection, Framatome a présenté une approche plus globale et plus ambitieuse de la revue des procédés de fabrication intégrant notamment une évaluation des dossiers techniques avec la définition d'un référentiel cible associé et une pérennisation de ce fonctionnement. Les inspecteurs ont considéré cette démarche recevable. Demande A1 : Je vous demande de corriger la réponse apportée à la demande B11 de la lettre de suite de l'inspection du 18 septembre 2019 en précisant notamment les actions évoquées lors de l'inspection que vous vous êtes engagés à mener en ce qui concerne la maîtrise des procédés mis en œuvre dans votre usine de Saint-Marcel.
## Levée Des Incertitudes Sur Le Procédé De Ttd Local Par Panneaux Céramiques
Dans le cadre de la stratégie élargie d'évaluation des TTD locaux initiée avec le traitement de l'écart TTD local avec moufles munis de résistances électriques, Framatome a engagé des actions d'évaluation de la fiabilité des autres procédés de TTD mis en œuvre lors de la fabrication des ESPN. Dans ce contexte, le fabricant a examiné la mise en œuvre du procédé de TTD local utilisant des panneaux céramiques. Lors de la mise en œuvre industrielle du procédé de TTD utilisant des panneaux céramiques, le fabricant a précisé qu'il posait les thermocouples contractuels à 0°, 120° et 240° sur l'assemblage permanent, le montage des panneaux chauffants étant réalisé par son sous-traitant. Celui-ci mesurait la température lors de ce TTD selon des instructions relatives à la réalisation de ce traitement thermique. Le fabricant a indiqué aux inspecteurs que les thermocouples contractuels permettaient de mesurer les températures atteintes au niveau des joints soudés et permettaient indirectement de vérifier la qualité du travail du sous-traitant. Le fabricant a mentionné que les températures mesurées sur les joints soudés traités thermiquement étaient conformes aux exigences requises suite à la réalisation des TTD locaux utilisant des panneaux céramiques. Concernant le montage des panneaux céramiques, le fabricant a précisé aux inspecteurs qu'il se basait sur le savoir-faire de son sous-traitant, qu'il n'établissait pas de spécification relative à la pose des panneaux et que le procédé mis en œuvre n'a pas été qualifié. Le fabricant a présenté aux inspecteurs l'instruction technique qui a servi pour le TTD d'un joint circulaire entre viroles d'un générateur de vapeur de remplacement. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont noté que ce document ne précise pas d'exigences relatives au montage des panneaux chauffants. Ils ont constaté une absence de la gestion du sous-traitant par le fabricant lors de la mise en œuvre industrielle du procédé de TTD conduisant à un manque de maîtrise de ce procédé par le fabricant. Dans ce contexte, les inspecteurs s'interrogent sur la représentativité de la maquette physique que le fabricant souhaite réaliser par rapport à ses pratiques industrielles et celles de son sous-traitant.
Demande A2 : Je vous demande de justifier de la représentativité de la maquette mise en œuvre par rapport à vos pratiques industrielles et celles de votre sous-traitant, basée sur des éléments de preuve et de traçabilité. Demande A3 : Je vous demande de me faire part des actions correctives envisagées afin de maîtriser la sous-traitance des procédés que vous sous-traitez dans le cadre de la fabrication des ESPN dans votre usine de Saint-Marcel.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Stratégie De Traitement De L'Écart
En réponse à une demande de complément formulée à l'issue de l'inspection du 18 septembre 2018, Framatome a transmis à l'ASN sa stratégie globale du traitement de l'écart pour les équipements en cours d'évaluation de conformité, qu'il a déclinée en fonction de l'état d'avancement des fabrications de ces équipements. Suite à des échanges sur ce sujet en amont de l'inspection, plusieurs courriers du fabricant sont venus compléter la stratégie présentée initialement. Pendant l'inspection, les inspecteurs ont demandé à Framatome de faire une synthèse de l'ensemble des actions nécessaires au déploiement de la stratégie de traitement de l'écart pour les équipements en cours d'évaluation de conformité. Demande B1 : Je vous demande de me transmettre une synthèse de votre stratégie globale de traitement de l'écart relatif au TTD local, intégrant les différentes actions, qui ont fait l'objet d'échanges en amont et pendant l'inspection.
## Représentativité Des Maquettes
Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont demandé des renseignements complémentaires à Framatome sur la représentativité des maquettes développées pour caractériser la plage de températures effectivement atteintes au niveau des assemblages permanents lors du TTD local par moufles équipés de résistances électriques. Les inspecteurs ont noté que les résultats obtenus sur la première maquette, jugée non représentative des pratiques industrielles de Framatome, mettent en évidence l'obtention d'une valeur maximale de 707 degrés. Le fabricant a précisé aux inspecteurs que cette valeur correspond à un point singulier mesuré et n'est pas représentative de l'ensemble des températures mesurées sur la maquette, qui sont inférieures à cette valeur. Sur la base des résultats des températures mesurées sur les maquettes qu'il a développées, Framatome a précisé que la plage de température retenue (500 - 700 degrés) est enveloppe des résultats obtenus sur ces maquettes, tenant compte du paramètre de Larson-Miller qui permet de faire une équivalence des températures des paliers des traitements thermiques de détensionnement à partir des durées de ces paliers. Demande B2 : Concernant la détermination de la plage de température permettant de caractériser les températures effectivement atteintes au niveau des assemblages permanents lors du TTD local par moufles équipés de résistances électriques, je vous demande de justifier la validité de la prise en compte du paramètre de Larson-Miller en vous appuyant sur des références bibliographiques. Les inspecteurs ont noté que le développement de la maquette physique par le fabricant en août dernier a conduit à quelques différences mineures par rapport à ses pratiques industrielles en termes de dimension de cette maquette, de matériel utilisé et de réalisation du montage. Ils ont interrogé Framatome sur la complétude du document relatif à cette représentativité. Demande B3 : Concernant le document analysant la représentativité de la maquette à l'échelle 1 que vous avez réalisée en août dernier par rapport à vos pratiques industrielles, je vous demande d'apporter des compléments notamment en ce qui concerne la justification de l'impact du matériel utilisé (dimensions des petits moufles) et de la réalisation du montage.
## Caractérisation Des Propriétés Mécaniques De L'Assemblage Permanent Impacté Par L'Écart Ttd
Framatome a présenté aux inspecteurs le programme relatif aux essais mécaniques qu'il va réaliser en vue de caractériser les propriétés mécaniques de l'assemblage permanent impacté par l'écart relatif au TTD local par utilisation de moufles équipés de résistances électriques du générateur de vapeur de remplacement identifié GV/RP385. Le fabricant a précisé que ces essais sont réalisés sur les coupons de recette de métal de base de ce générateur de vapeur et sur la partie brute de l'assemblage témoin de soudage après traitement thermique de détensionnement simulé entre 500 et 700 degrés du générateur de vapeur identifié GV/RP386 suite à la réaffectation sur le générateur de vapeur identifié GV/RP385 de composants initialement destinés au générateur de vapeur identifié GV/RP386. Dans le cadre de l'analyse des résultats d'essais envisagés, les inspecteurs considèrent que des éléments complémentaires s'avèrent nécessaires pour justifier la représentativité de l'assemblage témoin de soudage précité en ce qui concernent les essais qui seront réalisés pour caractériser les propriétés mécaniques de l'assemblage permanent du générateur de vapeur identifié GV/RP385 impacté par l'écart TTD et s'interrogent sur la comparaison entre les essais à venir et les essais réalisés sur l'assemblage permanent de fabrication. Les inspecteurs notent que le fabricant mettra en œuvre, compte tenu de la matière disponible, un nombre d'essais limités pour caractériser les propriétés mécaniques de l'assemblage permanent du générateur de vapeur identifié GV/RP385 impacté par l'écart TTD. Demande B4 : Dans le cadre du programme expérimental de caractérisation des propriétés mécaniques de l'assemblage permanent du générateur de vapeur identifié GV/RP385 impacté par l'écart TTD, je vous demande :
- de justifier la représentativité de l'assemblage témoin de soudage du générateur de vapeur identifié GV/RP386, utilisé pour réaliser les essais mécaniques relatifs à l'assemblage permanent du générateur de vapeur identifié GV/RP385,
- d'analyser les différences entre les essais à venir et les essais réalisés sur l'assemblage permanent de fabrication,
- de justifier la suffisance du nombre d'essais réalisés pour caractériser les propriétés mécaniques de l'assemblage permanent du générateur de vapeur identifié GV/RP385 impacté par l'écart TTD,
- de me transmettre votre analyse des résultats de ces essais.
## C. Observations
Le fabricant a décrit la réalisation de la maquette physique relative au TTD local par procédé par panneaux céramiques dans un document qu'il a présenté aux inspecteurs. Un graphique y précise la position des thermocouples d'instrumentation et celle prévue des panneaux chauffants. La taille variable des panneaux chauffants pourrait générer un décalage entre les positions des thermocouples et celles des panneaux. Observation C1 : Les inspecteurs suggèrent que le graphique représentant les positions des thermocouples et des panneaux chauffants soit actualisé pour être représentatif de l'installation réelle. 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 président, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la directrice de l'ASN/DEP,
Signé François COLONNA |
INSSN-OLS-2019-0857 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-053682 Orléans, le 24 décembre 2019 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-2019-0857 du 10 décembre 2019 « Gestion des écarts »
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 dit arrêté INB
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 10 décembre 2019 sur le CNPE
de Belleville sur le thème « gestion des écarts ». Cette inspection s'inscrit dans le cadre de la surveillance renforcée du site de Belleville par l'ASN.
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 10 décembre 2019 avait pour objectif de contrôler l'organisation mise en œuvre par le site de Belleville pour répondre aux exigences réglementaires associées au traitement des écarts. Cette inspection fait suite à l'inspection « gestion des écarts » des 4 et 5 avril 2017 et à l'inspection « récolement de l'inspection des 4 et 5 avril 2017 » du 23 novembre 2018. Les inspecteurs se sont notamment attachés à vérifier les progrès réalisés par le site dans le domaine depuis la mise sous surveillance renforcée en 2017.
Les contrôles réalisés ont tout d'abord porté sur la capacité du site à détecter les écarts. Les inspecteurs se sont rendus en station de pompage, dans certains locaux du bâtiment électrique et en salle des machines à la recherche d'anomalies notamment sur les supportages. Ils ont ensuite vérifié si les anomalies ainsi détectées avaient déjà été identifiées par le site. En comparaison avec l'inspection de 2017, peu d'anomalies ont été constatées sur les installations lors de la visite. Les anomalies qui semblaient les plus significatives avaient déjà été identifiées par l'exploitant. Les inspecteurs ont aussi contrôlé la capacité du CNPE à caractériser les anomalies détectées et à leur attribuer une échéance de traitement cohérente avec la dangerosité de l'écart. Ils se sont ainsi intéressés par sondage à plusieurs demandes de travaux émises suite à détection d'anomalie. Il apparaît que les anomalies sont dans l'ensemble bien caractérisées. Les inspecteurs ont cependant constaté que des informations importantes pour la caractérisation et le suivi de la gestion de l'anomalie n'étaient pas enregistrées. Les inspecteurs ont enfin contrôlé la capacité du site à traiter les écarts. Ils ont pour cela vérifié la bonne réalisation des mesures correctives mentionnées dans plusieurs plans d'action. Ce point n'appelle pas de remarque de la part des inspecteurs. Les inspecteurs ont néanmoins constaté que de nombreuses demandes de travaux considérées comme prioritaireS dans le logiciel de suivi de l'exploitant n'étaient pas encore traitées alors que les délais associés à leur niveau de priorité étaient dépassés.
Des actions de la part du CNPE sont donc attendues sur le sujet de la gestion des écarts.
## A. Demandes D'Actions Correctives
L'article 2.6.2 de l'arrêté référencé en [2] requiert que « *l'exploitant procède dans les plus brefs délais à* l'examen de chaque écart, afin de déterminer :
- *Son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas* échant, s'il s'agit d'un évènement significatif ;
- S'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ;
- *Si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre. »*
L'article 2.6.3 - I de l'arrêté référencé en [2] requiert 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 ;* - *Evaluer l'efficacité des actions mises en œuvre ».*
L'article 2.6.3 - II de l'arrêté cité en [2] requiert que « l'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement »
## Enregistrement Des Informations Dans Les Demandes De Travaux
En cas de détection d'un écart sur ses installations, l'exploitant peut ouvrir une demande de travaux (DT) ou un plan d'actions (PA) qui lui permet d'identifier l'anomalie et de suivre l'avancement des analyses et des actions correctives jusqu'à son traitement définitif. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage plusieurs demandes de travaux et plans d'actions émis suite à des détections d'anomalies concernant des EIP (Eléments Importants pour la Protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement). Ils ont constaté que des informations importantes pour l'examen de chaque écart et pour le suivi de l'avancement de la gestion de l'anomalie n'étaient pas toujours suffisamment enregistrées. Le PA 087259 porte sur l'absence de support S8 sur 1 DVL dans le local LC801 du bâtiment électrique. Des échanges relatifs à l'impact de cet écart sur la tenue au séisme ont eu lieu entre le site et les services centraux d'EDF. Ces échanges importants pour connaître l'état d'avancement du traitement de l'écart n'ont pas été enregistrés dans le PA.
Dans la DT 826599 relative à un dysfonctionnement du chauffage de la turbine à combustion (TAC), il n'est pas identifié si une alarme est apparue ou non en salle de commande. La DT 828112 relative à un dysfonctionnement de la pompe 0 KRT038MA a fait l'objet d'expertise de la part de l'équipe réactive. Les actions menées par l'équipe réactive et les résultats des expertises potentiellement menées ne sont pas renseignés dans la demande de travaux.
La DT 826925 porte sur la présence de limaille provenant de la noix de manœuvre 1 RIS. Dans le cadre de cette demande de travaux, les conséquences potentielles ne sont pas identifiées ni enregistrées. La DT 827707 porte sur une suspicion de blocage de la fermeture de la vanne kerotest 2 RCP 612 VP. Selon l'exploitant, plusieurs DT similaires ont été ouvertes pendant l'arrêt. L'analyse du caractère redondant et connu de ce type d'anomalie n'est pas tracée dans la demande de travaux. L'absence de complétude de ces DT peut générer des défauts dans l'analyse des écarts associés et être préjudiciable à la connaissance de l'état d'avancement de leur traitement. Demande A1 : je vous demande de vous assurer que l'ensemble des éléments susceptibles d'être intégrés dans l'examen et la caractérisation de chaque écart et dans le suivi de l'avancement de son traitement fassent l'objet d'un enregistrement dans le PA ou la DT associé. Vous me communiquerez les actions que vous comptez engager à cet effet.
## Suivi Des Échéances De Traitement Des Écarts
Les inspecteurs ont constaté qu'un grand nombre de DT classées en priorité 1 (traitement immédiat) ou 2 (traitement sous deux semaines) avaient leurs échéances de traitement dépassées sans qu'aucune analyse relative à ces dépassements de délai ne soit réalisée. Il apparaît ainsi que le traitement de nombreux écarts n'a pas été réalisé dans les délais définis par l'exploitant suite à détection comme adaptés aux enjeux. Les analyses conduisant le site à accepter un dépassement des délais initiaux de traitement ne sont pas systématiquement formalisées ni tracées. Il n'est ainsi pas démontré que les nouveaux délais de traitement sont bien adaptés aux enjeux, comme requis par l'article 2.6.3- I de l'arrêté cité en référence [2]. Lors de l'inspection, l'exploitant a avancé deux éléments pour expliquer ces nombreux dépassements d'échéance : - Dès lors qu'une priorité a été attribuée à une DT dans le logiciel de suivi, il n'est plus possible de la modifier. Selon l'exploitant, un certain nombre de DT sont classées en priorité 1 ou 2 dans le logiciel de suivi alors que les métiers, suite à analyse, les considèrent en interne en priorité 3 ou 4. Cette analyse ne semble pas systématiquement enregistrée.
- Pour certaine DT, plusieurs ordres de travail (OT) peuvent être ouverts. Pour que la DT soit considérée comme traitée par le logiciel de suivi, il est nécessaire que l'ensemble des OT soient clos. Selon l'exploitant, il arrive que par manque de rigueur l'ensemble des OT associés à une DT ne soient pas clos. La DT apparaît ainsi comme encore ouverte alors que dans la réalité l'écart a été traité.
3 Il apparaît ainsi que la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement ne sont pas à jour. Le site est ainsi en écart à l'article 2.6.3 - II de l'arrêté cité en [2]. Demande A2 : je vous demande de vous assurer que la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement sont bien à jour conformément à l'article 2.6.3 - II de l'arrêté cité en [2]. Je vous demande, conformément à l'article 2.6.3 - I de l'arrêté référencé en [2], de vous assurer que les délais de traitement des écarts sont adaptés aux enjeux et que les analyses qui conduisent à définir ou modifier ces délais sont bien formalisées et tracées. Vous me communiquerez les actions que vous comptez engager à cet effet. Demande A3 : je vous demande de faire un état des lieux des DT dont les échéances de traitement sont dépassées, de faire une analyse de l'impact de ces retards de traitement sur la sureté et de programmer un échéancier de résorption des écarts associés.
## Définition Des Échéances De Traitement
Les inspecteurs ont constaté la présence d'un début de corrosion sur plusieurs tuyauteries EIP en station de pompage. L'exploitant a indiqué que cet écart avait été identifié et que la solution corrective consistait en une remise en peinture des tuyauteries. Aucun délai relatif au traitement de cet écart n'a cependant été défini par l'exploitant. Demande A4 : je vous demande de mettre en place une organisation vous assurant que la correction des écarts se fait dans des délais adaptés aux enjeux. Vous me communiquerez les actions que vous comptez engager à cet effet.
## Caractérisation Des Écarts Dans Les Dt
De manière générale, les conséquences réelles et les conséquences potentielles d'un écart ne sont pas différenciées dans la DT associée.
Dans le cadre de la DT 826599 relative à un mauvais fonctionnement du chauffage d'appoint de la TAC,
il n'est ainsi pas précisé si le déclenchement de l'alarme température haute dans la TAC en salle de commande a réellement eu lieu (conséquence réelle) ou s'il s'agit d'une conséquence potentielle. Cette absence de distinction peut engendrer des erreurs dans l'analyse et la caractérisation d'un écart. Il peut notamment fausser l'appréciation de l'impact sur la protection des intérêts, l'analyse sur un potentiel manquement aux exigences réglementaires et la décision de mettre en œuvre immédiatement des mesures compensatoires. Demande A5 : je vous demande de prendre des dispositions pour caractériser le plus précisément possible les anomalies sur vos installations. Les inspecteurs ont constaté les anomalies suivantes non détectées par l'exploitant et pouvant impacter des EIP :
- dans le local LD 0914 du bâtiment électrique, une platine de supportage comporte une vis casséE et donc inopérante sur les quatre présentes. Le plan relatif à cette platine identifie quatre vis ;
- dans le local LC0601 du bâtiment électrique, le support S22 type 39D ne comporte pas de rivet « pop »
alors que le plan associé à ce supportage en identifie deux ;
- présence d'une fuite « significative » sur un presse-étoupe à proximité de 1 SFI 001 Po et 1 JPP 001 PO en station de pompage ;
- présence de trois échafaudages au-dessus des tuyauteries SEC et JPP sur les voies A et B en station de pompage ;
- présence d'un chemin de câble arraché à proximité de 2 SEC 004 PO en station de pompage.
Demande A6 : je vous demande de procéder à l'examen des écarts listés ci-dessus conformément à l'article 2.6.2 de l'arrêté cité en référence [2].
## B. Demandes De Compléments D'Information
Demandes de complément sur des matériels contrôlés lors de la visite terrain Lors de la visite, les inspecteurs ont contrôlé par sondage les locaux du bâtiment électrique de la tranche 2 : LD912, LD914, LC601, LD701. Certains matériels ont fait l'objet de demandes de la part des inspecteurs auxquelles l'exploitant n'a pas apporté de réponse lors de l'inspection. Des photos ont été prises pour identifier ces matériels. Dans les locaux LD 0912 et LD 0914, une modification a été mise en place lors de la visite décennale. Le matériel ajouté dans le cadre de la modification n'a pas été identifié lors de l'inspection. Les platines des ancrages des matériels installés ne sont tenues que par deux vis chacune. Demande B1 : je vous demande de me préciser le nombre de vis requis pour assurer la tenue des ancrages des matériels installés dans le cadre de la modification. Dans le local LD 0912, le supportage d'un chemin de câble n'est tenu que par une seule vis. Ce constat a été partagé avec l'exploitant. Demande B2 : je vous demande de me préciser le nombre de vis requis pour assurer la tenue de ce supportage. Dans le local LD701, un écrou non plaqué sur une platine a été constaté. Cette observation a été partagée avec l'exploitant. Dans ce local, les inspecteurs ont constaté la présence de platine au plafond où deux vis semblent ne pas ressortir de l'écrou qui les maintient, comme le veulent les règles de l'art.
Demande B3 : je vous demande de me préciser si ces deux situations sont conformes aux requis en matière de tenue des ancrages des matériels concernés.
## C. Observation
C1 - *Corrosion des supportages de la tuyauterie APG en salle des machines* Les inspecteurs ont constaté qu'un grand nombre de vis et d'écrous des supportages de la tuyauterie 2 APG 144 TY étaient corrodés de manière significative. Pour l'exploitant, les tuyauteries APG en salle des machines ne sont pas des EIP et ne sont donc pas contrôlées au titre d'un PBMP. Ces tuyauteries sont suivies par le SIR au titre des ESP. Du fait de leurs caractéristiques, elles font l'objet d'une visite périodique mais pas d'une requalification.
L'exploitant a indiqué que les supportages d'une tuyauterie n'étaient contrôlés que dans le cadre des requalifications. Les supportages des tuyauteries APG en salle des machines ne sont ainsi jamais contrôlés. Ces tuyauteries présentent un enjeu sureté significatif. Le contrôle périodique et la remise en état des supportages associés devraient être ainsi intégrés aux opérations de maintenance mises en place par l'exploitant.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par Christian RON |
INSSN-OLS-2019-0575 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-053792 Orléans, le 20 décembre 2019 Centre Paris-Saclay Commissariat à l'Energie Atomique et aux énergies alternatives Etablissement de Saclay 91191 GIF SUR YVETTE Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Site CEA Paris-Saclay - site de Saclay Inspection n° INSSN-OLS-2019-0575 du 29 novembre 2019 « Rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement »
Réf. : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
## Monsieur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 29 novembre 2019 au sein du centre CEA Paris-Saclay, site de Saclay sur le thème « Rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement ». 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 « Rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement ». Après une présentation de l'organisation mise en place par le CEA pour surveiller les rejets dans l'environnement du centre de Saclay et pour élaborer le rapport environnemental annuel, les inspecteurs ont examiné les rôles de différents services impliqués dans la surveillance des rejets et de l'environnement, ainsi que dans la maintenance du matériel de prélèvement et de mesure en place dans les stations ou au sein des INB. Ils ont notamment fait un point sur les activités réalisées par le Service de Protection contre les Rayonnements et de surveillance de l'Environnement (SPRE), les Unités de Soutien Scientifique et Technique (USST) et les INB et le cadre qui définit les relations entre certaines de ses entités. Ils ont examiné le suivi du programme de surveillance de l'environnement. Les inspecteurs se sont rendus dans la station de surveillance de l'environnement de Saclay située sous les vents dominants, afin d'examiner les équipements présents utilisés pour la surveillance du compartiment atmosphérique. Dans les locaux du SPRE, ils ont examiné la remontée des alarmes en provenance des stations et les matériels de mesure et de prélèvement en réserve. Ils ont ensuite examiné l'équipement présent dans la remorque abritant le laboratoire mobile. Les inspecteurs se sont également rendus dans l'INB n°72 afin de vérifier la disponibilité d'un outil informatique destiné à suivre les activités en lien avec la radioprotection et plus particulièrement de faire le point sur son utilisation au sein de l'installation pour suivre les résultats des analyses faites sur les prélèvements qui y sont réalisés. Ils ont poursuivi par l'examen, par sondage, des enregistrements relatifs à la maintenance et aux contrôles et essais périodiques (CEP) du matériel de mesure et de prélèvement. Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que l'organisation globale mise en place pour suivre les rejets et surveiller l'environnement est satisfaisante. Le programme de surveillance de l'environnement est apparu correctement suivi au niveau du centre. Au sein de l'INB n° 72, les inspecteurs ont constaté le déploiement de l'outil de suivi des actions de radioprotection et la bonne maîtrise qu'en ont les agents de l'équipe locale du SPRE avec lesquels ils se sont entretenus. Toutefois, les inspecteurs ont mis en évidence qu'une vigilance devait être maintenue sur le contenu des enregistrements relatifs aux opérations de maintenance ou de contrôle et essais périodiques (CEP)
des matériels de prélèvement ou de mesure.
## A. Demande D'Actions Correctives
Sans objet
## B. Demande De Compléments D'Information
Enregistrements relatifs aux opérations de maintenance ou aux contrôles et essais périodiques, des équipements de prélèvement et de mesure Les inspecteurs ont examiné par sondage des enregistrements relatifs aux opérations de maintenance et aux contrôles et essais périodiques, des équipements de prélèvement et de mesure. Le constat de vérification annuelle n°2019/048 du 13 février 2019 d'un barboteur tritium fait apparaître le relevé d'une valeur relative à un volume prélevé sur 30 minutes en-deçà des tolérances affichées et sans observation expliquant cette situation. Par ailleurs le formulaire de requalification n'était pas joint.
L'examen du constat de vérification LSE/CV/0015 du 23 mars 2017 d'un débitmètre massique a fait l'objet d'échange quant aux résultats présentés. Il a été constaté des difficultés à les expliquer et notamment à présenter les modalités de comparaison aux valeurs de référence prises en compte. Sur le constat de vérification n°2019/310 du 24 avril 2019 d'un barboteur tritium, le visa du vérificateur CEA est absent.
Demande B1 : je vous demande de me faire part de vos commentaires sur les constats précités et de me préciser les dispositions prises pour vous assurer qu'à l'issue des opérations de maintenance ou des CEP des équipements, les justificatifs présentés et leur contenu permettent de conclure sans ambigüité sur la qualification du matériel.
## C. Observation Visa Des Fiches De Prélèvement
C1 : Les inspecteurs ont examiné par sondage des fiches des prélèvements réalisés par le service de contrôle des rejets et de l'environnement. Ces fiches concernaient des prélèvements d'eau hebdomadaire et des prélèvements « réseau ». Ils ont constaté que le modèle de fiche de prélèvement « réseau » ne prévoit pas le visa du chef d'équipe alors qu'il figure sur la fiche de prélèvement d'eau hebdomadaire.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la division d'Orléans Signée par : Alexandre HOULÉ
- 4 - |
INSSN-CAE-2019-0124 | DIVISION DE CAEN
À Caen, le 22 janvier 202020 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-006418 Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville 3 BP 37 50 340 LES PIEUX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base EPR Flamanville - INB n° 167 Inspection n° INSSN-CAE-2019-0124 du 22 novembre 2019 Contrôle des essais de démarrage Réf. : [1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] - Arrêté ministériel du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] - Note d'application commune « Collaborations AFA/DPNT lors de la préparation et la réalisation des essais » (référence D305116080040, indice A)
[4] - Guide-Manuel « transitoire sensible - passage de l'état monophasique à biphasique »
(référence D455116000864, indice 1)
[5] - Directive interne DI 71 « Maîtrise des changements d'états en phase d'arrêt ou de redémarrage » (référence D4550.34-09/5682, indice 2) [6] - Directive interne DI 118 « Transitoires sensibles d'exploitation » (référence D4550.34-06/3436, indice 0) [7] - Directive interne DI 129 (référence D4008.10.11.13/0288, indice 0) et son guide d'application (référence D4550.34-13/2106, indice 0) « méthode d'identification des AIP pour les unités de la DPN
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection a eu lieu le 22 novembre 2019 au CNPE de Flamanville 3 sur le thème de l'implication du futur exploitant dans la préparation et la réalisation des essais de démarrage. 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 22 novembre 2019 a concerné l'implication du futur exploitant dans la préparation et la réalisation des essais de démarrage. Dans cet objectif, les inspecteurs se sont intéressés aux prestations fournies par le futur exploitant pour assurer le bon déroulement des essais (logistique, manœuvres d'exploitation), ainsi qu'à la mise à profit des essais pour tester les procédures de conduite. Après avoir examiné l'organisation mise en place en vue de réaliser ces activités, les inspecteurs ont vérifié son application à un cas concret de transitoire sensible1. Ils ont également examiné la gestion du retour d'expérience issu de quelques incidents récents, puis se sont enfin rendus dans la salle de commande de l'installation. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour l'implication du futur exploitant dans la préparation et la réalisation des essais de démarrage apparaît globalement satisfaisante. Toutefois, l'exploitant devra apporter des éléments de réponse aux questions suivantes.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Gestion Du Retour D'Expérience Des Activités De Conduite
L'arrêté ministériel du 07 février 2012 modifié [2] prévoit que des dispositions soient prises pour la collecte et l'analyse systématiques des informations permettant l'amélioration continue de la protection des intérêts cités à l'article L. 593-1 du code de l'environnement. S'agissant de la conduite des transitoires sensibles, le guide-manuel [4] prévoit que des fiches de collecte du retour d'expérience (REX) soient complétées et jointes au dossier d'archivage après la réalisation desdits transitoires. Le jour de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter ces fiches pour les transitoires effectués dans le cadre des essais de démarrage.
D'une manière plus générale, il est apparu que la mise en œuvre de certains produits opératoires (tels que les méthodes DEM ou MOP, les fiches de manœuvre) peut également faire l'objet d'un partage de retour d'expérience ; les moyens de collecte du REX sont néanmoins assez divers (fiches CAMELEON, courriels, cahiers de quart), ce qui peut nuire à l'établissement d'une vue d'ensemble et, in fine, à la maîtrise de la démarche. Je vous demande de veiller au respect des dispositions de l'arrêté ministériel du 07 février 2012 modifié relatives à la gestion du retour d'expérience en assurant une collecte du retour d'expérience de la conduite des transitoires sensibles et, plus globalement, en développant la maîtrise des moyens de collecte et d'analyse du REX issu des activités d'exploitation courante.
## A.2 Qualité Et Rigueur Du Suivi Des Décisions Adoptées En Maillage Opérationnel
L'article 2.5.5 de l'arrêté ministériel du 07 février 2012 modifié [2] énonce que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation sont réalisés par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. À cet effet, l'exploitant prend les dispositions utiles en matière de formation afin de maintenir ces compétences et qualifications pour son personnel et, en tant que de besoin, les développer ». L'article 2.5.6 du même arrêté ajoute que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée ». La préparation des essais de démarrage participe au développement des compétences du futur exploitant. Cette préparation conjointe par les différentes instances concernées se traduit par un dispositif dit « de maillage opérationnel », dont l'organisation est détaillée dans la note d'application commune [3]. Vos représentants ont présenté aux inspecteurs un tableau présentant un programme d'actions décidé dans le cadre de ce maillage opérationnel. Ce tableau était daté du 11 juin 2019 et comportait de nombreuses actions non soldées. Interrogés sur les éventuelles mises à jour de ce document et après recherches, vos représentants ont indiqué qu'il s'agissait de la version la plus récente. Du point de vue des inspecteurs, cette situation traduit des faiblesses dans le suivi des actions de préparation des essais de démarrage. Je vous demande de veiller au respect des dispositions du chapitre V de l'arrêté ministériel du 07 février 2012 modifié en assurant un suivi et une mise à jour rigoureux des documents d'enregistrement associés à la préparation des essais de démarrage.
## B Compléments D'Information B.1 Enseignements Tirés D'Un Événement Impliquant Un Groupe Électrogène De Secours
La note d'application commune « Collaborations AFA/DPNT lors de la préparation et la réalisation des essais » [3] prévoit que le futur exploitant puisse tirer parti des essais de démarrage pour valider les divers documents d'exploitation, dont les gammes de contrôle. Cette validation inclut des vérifications sur les aspects faisabilité, sécurité, sûreté, radioprotection et environnement. Le 14 novembre 2019, vos représentants ont informé l'ASN d'un événement ayant conduit à une dégradation de l'alternateur référencé 3LJP8101AP. Selon les premières indications, un agent de terrain a fermé un disjoncteur par action réflexe, ce qui a mis le groupe électrogène de secours LJP en relation directe avec un tableau électrique sous tension. Des témoins ont alors observé un dégagement de fumée au niveau de la grille de l'alternateur. Les inspecteurs ont souhaité examiner les résultats de l'analyse menée en vue de tirer le retour d'expérience de cet incident. Leur objectif était notamment de vérifier si la gamme de contrôle suivie par l'agent de terrain avait bien été éprouvée dans le cadre des essais de démarrage, conformément au paragraphe ci-dessus. Le jour de l'inspection, cette analyse était cependant toujours en cours. Je vous demande de m'adresser, dès qu'il sera disponible, le retour d'expérience apporté par l'analyse de cet incident. En particulier, vous préciserez si la gamme de contrôle utilisée par l'agent a bien été éprouvée lors des essais de démarrage réalisés sur les groupes électrogènes, et si cette validation aurait pu fournir des enseignements permettant d'éviter l'événement.
## B.2 Incohérence Entre La Situation Prise En Compte Par Le Groupe Opérationnel De Démarrage Et Celle Observée En Salle De Commande
Les inspecteurs ont consulté le compte-rendu de la réunion du groupe opérationnel de démarrage2
(GOD) du 22 novembre 2019. Ce document fait état d'une recommandation visant à respecter les consignes temporaires d'exploitation (CTE) se rapportant au suivi de la pression des ballons d'air des groupes diesels, « notamment la fiche d'alarme Pmin air de lancement, qui n'est pas applicable ». Les inspecteurs se sont rendus en salle de commande et ont examiné la prise en compte de cette recommandation. Ils ont relevé que la fiche d'alarme 3LHP3103KA, présentée par les agents de la salle de commande, était bien applicable. Il en était de même pour la CTE associée (référence 2019-00167, datée du 16 novembre 2019). Il y a donc une incohérence entre la situation décrite dans le compte-rendu du GOD et celle observée par les inspecteurs en salle de commande.
## Je Vous Demande De M'Indiquer Les Circonstances À L'Origine De Cette Incohérence. B.3 Mise À Profit Des Essais À Chaud Pour La Validation Des Procédures De Conduite Du Réacteur
L'article 2.5.5 de l'arrêté ministériel du 07 février 2012 modifié [2] énonce que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation sont réalisés par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. À cet effet, l'exploitant prend les dispositions utiles en matière de formation afin de maintenir ces compétences et qualifications pour son personnel et, en tant que de besoin, les développer ». La directive interne DI 129 et son guide d'application [7] précisent les activités des CNPE retenues dans la liste des AIP. En particulier, entrent dans cette catégorie la réalisation des Évaluations de Contrôle Ultime (ECU) avant changement d'état et la pose/dépose d'une condamnation administrative. Enfin, la note d'application commune « Collaborations AFA/DPNT lors de la préparation et la réalisation des essais » [3] prévoit que les essais de démarrage puissent constituer une opportunité de valider les divers documents d'exploitation. La phase d'essais d'ensemble des essais à chaud comprend plusieurs transitoires sensibles et changements d'état. Dans les CNPE en exploitation, ces phases sont l'objet des directives internes DI 71 « Maîtrise des changements d'état » [5] et DI 118 « Transitoires sensibles d'exploitation » [6]. Ces documents définissent l'organisation adoptée par EDF pour fiabiliser la conduite de ces étapes importantes ; en particulier, ils prescrivent l'utilisation d'un ensemble d'outils de sécurisation : préparation hors temps réel, bilans gestionnaires, Évaluations et Contrôles Ultimes (ECU), gammes Point d'Arrêt Statique (PAS),… Les inspecteurs ont examiné la démarche adoptée par le futur exploitant pour exploiter les essais à chaud en vue de valider des documents d'exploitation et développer les compétences du personnel de conduite. Ils ont noté que le futur exploitant avait réalisé un travail important sur la préparation et la conduite des transitoires sensibles. Ils regrettent que ce travail de préparation ne soit pas allé jusqu'à mettre en pratique les ECU et gammes PAS, de manière à profiter totalement des essais. Je vous demande de détailler les arguments vous ayant amené à écarter l'opportunité d'entraîner, durant les essais à chaud, le personnel de conduite à la réalisation de ces étapes. Vous préciserez également vos intentions quant à la possibilité d'utiliser des phases ultérieures d'essais d'ensemble pour procéder à ces entraînements.
## C Observations
Cette inspection n'a donné lieu à aucune observation.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division, Signé Vincent FERT |
INSSN-LYO-2019-0375 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 18/11/2019 N° Réf. : CODEP-LYO-2019-048393 ORANO Cycle BP 29 26701 PIERRELATTE Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaire de base (INB)
ORANO Cycle - INB no 105 - Usine de conversion "Philippe Coste"
*Référence à rappeler dans toute correspondance : INSSN-LYO-2019-0375 du 17 octobre 2019* Thème : « Conduite de l'unité de fluoration (unité 64) »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Déclaration d'événement significatif TRICASTIN-19-000258 du 11 janvier 2019 [3] Compte rendu d'évènement significatifs déclarés les 9/01/2019 et 12/02/2019 TRICASTIN-19-005974 Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) et des installations classées pour l'environnement (ICPE) incluses dans leur périmètre, prévu en référence [1], une inspection inopinée a eu lieu le 17 octobre 2019 sur l'usine de conversion « Philippe Coste » sur le thème « Conduite de l'unité de fluoration (unité 64) ». À la suite des constatations faites à cette occasion par les inspecteurs, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-après la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes ou observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection inopinée menée le 17 octobre 2019 sur l'installation « Philippe Coste » portait sur le thème
« Conduite de l'unité de fluoration (unité 64) » et concernait spécifiquement les cristallisoirs de cette unité ; équipements assurant la solidification de l'hexafluorure d'uranium (UF6) gazeux sortant d'un réacteur à flammes ou à plateaux puis sa liquéfaction avant son transfert dans un conteneur cylindrique de transport de type 48Y. Cette inspection fait notamment suite à la détection d'un défaut générique d'étanchéité de la bride centrale des cristallisoirs ayant conduit notamment à une perte de confinement d'hexafluorure d'uranium (UF6). Cette inspection visait donc à faire l'état des lieux de la situation : connaissances du personnel en charge de l'exploitation de l'état des cristallisoirs, des mesures compensatoires, correctives ou de surveillance associées. En outre, les inspecteurs se sont également attachés à contrôler, d'une part, les dossiers de dimensionnement des cristallisoirs modifiés consécutivement à l'évènement précité, d'autre part les documents associés aux contrôles de bon fonctionnement de plusieurs dispositifs de maîtrise des intérêts protégés associés aux opérations d'exploitation tels que les alarmes de détection d'un niveau haut de pression à l'intérieur d'un cristallisoir. Enfin, les inspecteurs se sont intéressés à la qualité des relevés de rondes d'exploitation de l'unité et à la prise en compte des alarmes par les conducteurs.
Si cette inspection a permis de constater que le personnel en charge de l'exploitation de l'unité 64 connaissait les modifications des cristallisoirs consécutivement aux évènements précités, elle a toutefois mis en évidence des imprécisions dans la consigne spécifique associée à leur exploitation ainsi qu'un manque de rigueur dans la déclinaison de certains de ces aspects. Par ailleurs, les inspecteurs attirent l'attention de l'exploitant sur la vigilance à apporter sur l'ergonomie du nouveau format de compterendu de ronde informatisé, notamment pour qu'il permette de tracer puis d'identifier facilement les anomalies observées en vue de les traiter. Enfin, ils rappellent l'importance de fournir aux inspecteurs tous les documents et les preuves au plus tôt.
## A. Demandes D'Actions Correctives Opérations D'Exploitation Des Cristallisoirs
Un évènement significatif a été déclaré par Orano le 11 janvier 2019 [2] consécutivement à la détection le 9 janvier 2019 d'un rejet anormal de radionucléides émetteurs de particules alpha au niveau d'une cheminée de l'usine Philippe Coste. Après analyse, Orano a notamment transmis à l'ASN le CRES associé [3] dans lequel il identifie une perte d'étanchéité de la bride centrale du cristallisoir 31 100 lors d'une phase de dégivrage (mise en chauffe) comme cause du rejet précité. Plus précisément, ce défaut d'étanchéité a été localisé au niveau d'une bride boulonnée assurant l'assemblage de deux pièces constitutives d'un cristallisoir. En outre, Orano confirme dans ce CRES le caractère générique de ce défaut à tous les cristallisoirs de l'usine. Ainsi, des dispositifs de confinement complémentaires, dits « capotages », correspondant à des double-enveloppes disposées au niveau de chaque bride ont été soudées aux parois de tous les cristallisoirs à l'effet de compenser tout défaut d'étanchéité au niveau d'une bride ; les parois des capotages reconstituant alors la première barrière de confinement statique.
En outre, un balayage par de l'azote est mis en place au niveau de l'espace entre les parois des capotages et des cristallisoirs et la composition de l'azote de balayage de chacun des cristallisoirs est contrôlée afin d'y détecter la présence éventuelle d'UF6, caractéristique d'un transfert des gaz de l'intérieur d'un cristallisoir vers les doubles enveloppes. Suite à la modification de tous les cristallisoirs de l'usine, la consigne dite « consigne dégivrage et coulage des cristallisoirs avec capotage et conduite à tenir » référencée TRICASTIN-19-005615 a été émise. Cette consigne explicite notamment les vérifications à réaliser lors de tout dégivrage d'un cristallisoir et de transfert d'UF6 liquide ainsi que la liste des opérations de fabrication et contrôle
(LOFC) à renseigner et signer par le personnel présent en salle de conduite au cours d'une telle opération à l'effet de justifier du respect de cette consigne. La consigne précitée indique notamment la nécessité :
- de vérifier, préalablement à toute opération de dégivrage d'un cristallisoir, que la balise ICAM
assurant la surveillance de la contamination atmosphérique au niveau de la boquette du cristallisoir E30 100, dit « de secours », est en place et opérationnelle ;
- de vérifier la seule ouverture de la vanne permettant l'analyse UV (par spectroscopie ultraviolet -
visible) de l'azote balayant l'intérieur des capotages du cristallisoir prévu d'être dégivré ;
- de vérifier que la pression de l'azote à l'intérieur des capotages est bien comprise entre 150 et 250 mbar relatif ;
- de remettre en refroidissement un cristallisoir en cours de dégivrage dans le cas d'une mesure de la teneur en UF6 dans l'azote de balayage de l'intérieur des capotages du cristallisoir au moyen d'un analyseur UV supérieure à 5,6% :
- de mesurer la teneur en UF6 dans l'azote de balayage de l'intérieur des capotages du cristallisoir au moyen d'un autre analyseur UV en cas de mesure non concluante avec un premier analyseur UV et de mesurer au moyen d'un analyseur IR (infrarouge) préalablement mis en place cette teneur en UF6 dans le cas où le deuxième analyseur UV amène également à des mesures non concluantes.
Toutefois, l'exploitant a précisé au cours de l'inspection que l'unique analyseur IR de l'unité 64 a été branché pour assurer la mesure de la teneur en UF6 de l'azote balayant l'intérieur des capotages du cristallisoir 31 100 ; et qu'il ne peut être mis en service sur un autre cristallisoir que par du personnel travaillant en horaire normal et que cette opération ne peut se faire dans un délai compatible avec les exigences de la consigne.
En outre, les inspecteurs ont relevé l'absence de toute retranscription dans les LOFC de la vérification de la disponibilité de la balise ICAM assurant la surveillance de la contamination atmosphérique dans la boquette du cristallisoir de secours. Les inspecteurs ont vérifié la bonne complétude des LOFC associées au dégivrage du cristallisoir 31 100 le 25 septembre 2019, au dégivrage du cristallisoir 34 100 le 9 octobre 2019 et du dégivrage du cristallisoir 35 100 le 11 octobre 2019. Les inspecteurs ont relevé que, selon ces LOFC :
- le cristallisoir 31 100 a été dégivré sans que la vanne permettant l'analyse UV de l'azote balayant l'intérieur des capotages de ce cristallisoir n'ait été ouverte ; seule la vanne permettant l'analyse UV de l'azote balayant l'intérieur des capotages du cristallisoir 36 100 a été ouverte ;
- l'opération de dégivrage du cristallisoir 34 100 a été totalement réalisée alors que des teneurs en UF6 de l'azote balayant l'intérieur des capotages du cristallisoir mesurées au moyen de l'analyseur UV dépassaient 5,6 % ;
- le cristallisoir 35 100 a été dégivré alors que la pression du réseau de balayage à l'azote des capotages de ce cristallisoir n'était pas comprise entre 150 et 250 mbar relatif ;
- les parties dédiées à l'analyse des mesures de teneurs en UF6 mesurées au moyen d'un analyseur UV lors du dégivrage des cristallisoirs 34 100 et 35 100 ne sont pas analysées et signées, comme cela est prévu, d'un chef de quart alors que les parties suivantes relatives à la fin des opérations de transfert de l'UF6 liquide le sont.
Demande A1 : **Je vous demande d'assurer la complétude de la consigne de dégivrage et de**
transfert de l'UF6 liquide et de la LOFC associée en y intégrant notamment :
- l'utilisation de l'analyseur IR pour la mesure de la teneur en UF6 de l'azote balayant l'intérieur des capotages du cristallisoir 31 100 et le fait que seules les équipes en horaire normal peuvent intervenir sur cet équipement ;
- la traçabilité dans les LOFC de la vérification de la disponibilité de la balise ICAM
assurant la surveillance de la contamination atmosphérique dans la boquette du cristallisoir de secours préalablement à toute opération de dégivrage d'un cristallisoir.
Le cas échéant, vous mettrez à disposition d'autres analyseurs IR. Demande A2 : Je vous demande de prendre des dispositions pour vous assurer du respect de la consigne associée au dégivrage d'un cristallisoir et de la bonne traçabilité des opérations associées dans les LOFC. Les inspecteurs ont consulté la consigne journalière du 16 octobre 2019. Celle-ci indique que le cristallisoir 31 100 ne peut être utilisé qu'en horaire normal mais elle ne rappelle pas que, dans ce cas, l'analyseur infrarouge est requis en sus de l'analyseur UV.
Demande A3 : **Je vous demande de prendre les dispositions pour vous assurer que toutes les**
dispositions de sûreté mises en place dans le cadre de l'exploitation des cristallisoirs modifiées sont bien précisées dans les consignes journalières ou conduites à tenir.
## Arrêt Ultime De L'Unité 64
Un bouton poussoir dit « d'arrêt ultime » est implanté sur une armoire dite « de sécurité » implantée dans la salle de conduite de l'unité 64. Les inspecteurs ont demandé à l'exploitant de justifier le bon fonctionnement de ce dispositif de sécurité. Aussi, l'exploitant a transmis la fiche d'essai référencée FEE PPE 013024 A27 3847 004 rev. 00 test n°01, qui correspond à une liste de contrôles de l'état des alimentations électriques avant et après l'arrêt ultime. Les inspecteurs ont relevé que tous les contrôles sont indiqués « conformes » et ce, alors que certains relatifs à la présence d'une tension de 230 V entre différentes lignes n'ont pas été réalisés bien que dûment mentionnés dans la fiche précitée.
L'exploitant a indiqué au cours de l'inspection que ces contrôles n'ont pu être réalisés car certaines armoires électriques ne disposent pas de voyants lumineux dont les états sont caractéristiques de la présence d'une tension de 230 V entre les lignes électriques à contrôler et donc que seules des mesures de tension à l'intérieur des armoires permettraient ces contrôles. Demande A4 : **Je vous demande de justifier le bon fonctionnement du bouton d'arrêt ultime**
implanté en salle de conduite et de prendre les mesures nécessaires à la bonne réalisation de tous les contrôles justificatifs de son bon fonctionnement.
## Essais De Bon Fonctionnement Des Détecteurs Automatiques D'Un Incendie (Dai)
Les inspecteurs ont relevé plusieurs alertes ou alarmes activées et directement visualisables au moyen de signaux lumineux sur l'armoire de sécurité implantée dans la salle de conduite. Des signaux lumineux associés notamment aux indications « unités 61 et 64 en dérangement » ou « unités 62 et 64 hors service » étaient activés. L'exploitant a indiqué que ces alarmes étaient induites par des essais de bon fonctionnement des DAI en cours de réalisation, sans toutefois le démontrer. Les opérations d'exploitation de l'unité 64 perdurant au cours de ces essais ou de ces alarmes, les inspecteurs ont demandé à l'exploitant les mesures compensatoires associées à ces essais nécessitant notamment l'inhibition de DAI et la démonstration que ces essais peuvent être réalisés au cours de l'exploitation de l'installation. L'exploitant a indiqué aux inspecteurs qu'une alerte ou une alarme non induite par les essais serait détectée par la personne en charge de leur réalisation qui, présente en permanence en salle de conduite, en informerait le chef de quart. L'exploitant a également transmis le plan de contrôles et d'essais référencé TRICASTIN-16-016214 et l'autorisation de travail n°10100233088 associés à ces essais. Les inspecteurs relèvent qu'aucun de ces documents n'indique, d'une part l'obligation de la personne en charge des essais de communiquer au chef de quart toute alerte ou alarme qui ne trouve pas son origine par les essais en cours, et, d'autre part, les dispositions de protection des intérêts protégés associées à l'exploitation de l'installation au cours de ces essais. Demande A5 : Je vous demande de me transmettre les dispositions de protection des intérêts protégés associées aux essais de bon fonctionnement des détecteurs automatiques d'un incendie et d'assurer la traçabilité de la mise en œuvre de ces dispositions lors des essais.
## Rondes
Les inspecteurs ont consulté les relevés de rondes des jours précédents l'inspection. Ils ont noté que lors de la ronde P1 de l'U64 du 8 octobre 2019, de la poudre avait été observée dans l'aiguillage S609.
L'exploitant n'a pas été en mesure de démontrer que cette observation avait fait l'objet d'une intervention correctrice. Demande A6 : **Je vous demande de démontrer que l'observation faite lors de cette ronde,**
relative à la présence de poudre dans un aiguillage, a fait l'objet d'une intervention permettant de résorber l'anomalie. Demande A7 : Je vous demande de prendre les dispositions pour vous assurer que les observations faites par les rondiers et nécessitant une intervention sont bien prises en compte. Lors de l'inspection, l'outil informatique de relevé de rondes, dénommé GIREX, était en phase de test. Durant cette période, les observations faites pendant les rondes étaient relevées à la fois sur le formulaire papier et sur l'outil GIREX. Les inspecteurs ont comparé l'ergonomie du relevé de ronde papier et GIREX et ont noté que le compte-rendu informatique GIREX permet beaucoup plus difficilement de lire les observations qui y ont été mentionnées par le rondier, notamment du fait que l'espace réservé aux commentaires lisibles à l'écran est petit et bien souvent occupé pour la mention relative à l'absence de code barre. Pour accéder à l'intégralité du commentaire, il est nécessaire d'ouvrir des sous objets du compte-rendu, ce qui est chronophage pour le chef de quart ou son adjoint qui doivent analyser le compte-rendu de ronde. A l'inverse, le formulaire papier permet, en l'état, d'identifier instantanément les non conformités et observations relevées par le rondier.
Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé que sur la ronde P3 de la partie « poudre » de l'unité 64, la présence de matière dans un aiguillage de la salle 214 était mentionnée dans le relevé papier mais pas dans GIREX. Demande A8 : Je vous demande de prendre des dispositions pour vous assurer que les observations mentionnées dans les comptes rendus de rondes GIREX sont facilement consultables dans leur intégralité. Demande A9 : Je vous demande de surveiller le maintien de la rigueur de réalisation des rondes avec l'utilisation de GIREX.
## B. Demandes De Complements D'Information Modification Des Cristallisoirs Consécutivement À L'Événement Significatif Du 9 Janvier 2019
Comme indiqué précédemment, des dispositifs de confinement complémentaires, dits « capotages »,
correspondant à des double-enveloppes disposées au niveau de chaque bride ont été soudés aux parois de tous les cristallisoirs à l'effet de compenser tout défaut d'étanchéité au niveau d'une bride. Les inspecteurs ont demandé à l'exploitant de justifier le dimensionnement des cristallisoirs munis de leurs capotages. L'exploitant a constitué et tenu à jour pour chacun des cristallisoirs, des dossiers composés de toutes les notes justificatives du dimensionnement des cristallisoirs. Les inspecteurs se sont limités à l'analyse pour le cristallisoir 34 100, de l'attestation de conformité de ce cristallisoir aux articles R.557-9-4 du code de l'environnement délivré par l'organisme de contrôles agréé pour les équipements sous pression et référencé n°7266211-1/1-4CSPWVG_006 rev00, au rapport n°7266211-1/1-4CSPWVG_005 rev00 associé à l'attestation précitée, à la note NT 013024 12 3107 révision A citée dans le rapport précité ainsi qu'à la note technique justificative du dimensionnement des cristallisoirs munis de leurs capotage citée dans la note précitée et référencée NT 013024 12 3101 révision D. Il est indiqué, dans cette dernière note, que les soudures des capotages doivent être de « *classe 40* » pour que les cristallisoirs puissent être d'une résistance suffisante, y compris après plus de 5 000 cycles de chauffage et de refroidissement. Aussi, les inspecteurs ont demandé à l'exploitant de justifier la conformité des soudures des capotages à ladite classe 40. L'exploitant a transmis en réponse le cahier de soudage référencé DPQ 01302439012 0204 rev. F. Toutefois, ce cahier de soudage ne permet pas de statuer sur la conformité des soudures des capotages à la classe 40. Demande B1 : Je vous demande de justifier que les soudures des capotages des cristallisoirs sont conformes aux hypothèses ou indications associées à ces soudures dans la note de dimensionnement des cristallisoirs munis de leurs capotages.
## Opérations De Conduite Des Cristallisoirs Modifiés
Les inspecteurs se sont présentés au chef de quart en poste, à l'effet de connaître les modalités de prise en compte des modifications des cristallisoirs consécutivement aux évènements précités. Le chef de quart a indiqué que l'ajout des capotages sur les cristallisoirs nécessite des gestes d'exploitation et des vérifications complémentaires décrits notamment dans la consigne dite « consigne dégivrage et coulage des cristallisoirs avec capotage et conduite à tenir » et référencée TRICASTIN-19-005615. En outre, il a indiqué que les modifications des cristallisoirs sont prises en compte dans les consignes dites « consignes jour U64-65 », d'une part descriptives de l'état des unités 64 et 65 et des opérations d'exploitation à y mener prioritairement, et, d'autre part, transmises au chef de quart (tous les 24 heures) par le chef d'atelier ou au personnel d'astreinte. Les inspecteurs ont consulté la « consigne jour U64-65 » du mercredi 16 octobre 2019. Les inspecteurs ont relevé que cette consigne ne comporte, d'une part, aucune mention de l'indisponibilité de l'unique analyseur IR de l'unité 64 utilisé pour assurer la mesure de la teneur en UF6 de l'azote balayant l'intérieur des capotages du cristallisoir 31 100, et, d'autre part, ni référence spécifique ni signature associée tant à sa rédaction ou sa vérification qu'à sa transmission au chef de quart ou au personnel d'astreinte.
Demande B2 : Je vous demande d'expliciter les modalités d'émission des consignes dites « consignes jour U64-65 » et de justifier l'absence de toute signature associée à leurs rédactions, leurs vérifications (notamment pour ce qui concerne leur complétude) et leurs transmissions.
Par ailleurs, les consignes dites « consignes jour » mentionnées précédemment indiquent notamment que l'atteinte d'une température de -5°C dans un cristallisoir et mesurée au moyen des sondes de température qui équipent les cristallisoirs 34 100, 35 100 ou 36 100 peut être simulée au niveau des automates de conduite si celle-ci n'est pas atteinte après un délai de 3 heures. L'exploitant a indiqué que cette disposition a été mise en œuvre du fait d'un positionnement non adéquat des sondes de température de ces cristallisoirs. Les inspecteurs ont demandé tous les documents traçant cette particularité et l'analyse de sûreté associée. Aucun document n'a été transmis aux inspecteurs. Demande B3 : Je vous demande de transmettre les documents enregistrant les difficultés de mesure des températures des cristallisoirs, l'analyse de sûreté associée, justificative notamment des consignes d'exploitation.
## C. Observations
La « consigne dégivrage et coulage des cristallisoirs avec capotage et conduite à tenir » et référencée TRICASTIN-19-005615 a été émise consécutivement à la modification des cristallisoirs. La version 6 de cette consigne a été émise le 10 octobre 2019. Les inspecteurs ont relevé que seule la première version de cette consigne a fait l'objet d'une information, dite « sensibilisation » au personnel chargé de la conduite des opérations d'exploitation de l'installation, excepté un chef de quart en congés lors de cette sensibilisation. Pour information, l'exploitant a indiqué que tout le personnel sera sensibilisé à la version 6 précitée.
Observation C1 : Une sensibilisation à tout le personnel en charge de la conduite des opérations d'exploitation de l'unité 64 devrait être consécutive à toute émission ou révision d'une consigne associée au dégivrage des cristallisoirs.
##
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées.
Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division, signé Eric ZELNIO
7 |
INSNP-DEP-2019-0244 | DIRECTION DES ÉQUIPEMENTS
SOUS PRESSION NUCLÉAIRES
Dijon, le 30 octobre 2019 Réf. : CODEP-DEP-2019-039775 Monsieur le Directeur de Framatome Tour AREVA
92084 Paris la Défense Cedex Objet : Contrôle de la fabrication des équipements sous pression nucléaires Inspection n° INSNP-DEP-2019-0244 du 26 septembre 2019 Inspection relative à la conformité des matériaux entrant dans la fabrication des ESPN
## Références :
[1] Courrier Framatome FRA-DEP-00144 du 31 aout 2018. [2] Courrier ASN CODEP-DEU-2018-021313 du 15 mai 2018 relatif aux dispositions relatives à la prévention, la détection et le traitement des irrégularités (fraudes). Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle de la fabrication des ESPN prévu à l'article L. 592-22 du code de l'environnement, une inspection de Framatome s'est déroulée le 26 septembre 2019 sur le site du réacteur EPR de Flamanville. 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection de Framatome du 26 septembre 2019 concernait les activités réalisées sur le site du réacteur EPR de Flamanville notamment celles du périmètre des tuyauteries auxiliaires (EM4). Dans un premier temps, les inspecteurs ont examiné les éléments de réponse du courrier Framatome en référence [1] au courrier ASN en référence [2]. Dans un second temps, un examen de dossiers de fin de fabrication a été réalisé, notamment en lien avec les suites de l'inspection ASN référencée INSSN-CAE2018-0149 du 10 avril 2018.
Les inspecteurs ont noté, positivement, que certaines modifications avaient été apportées sur les guides d'inspection EIRA permettant aux inspecteurs de mieux appréhender le risque de fraude. Par ailleurs, Framatome a mis en œuvre un processus de contrôle croisé permettant aux inspecteurs de s'assurer de la conformité de certains procès-verbaux analysés. Néanmoins, les inspecteurs ont noté que les dispositions techniques analysées relatives à la prévention et à la détection des irrégularités auprès des sous-traitants étaient insuffisantes. Cette inspection a fait l'objet de quatre demandes d'actions correctives, onze demandes de compléments et deux observations.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Dispositions relatives à la prévention, la détection et le traitement des irrégularités (fraudes)
## Fournisseurs Et Sous-Traitants
Framatome a précisé, dans son courrier en référence [1], que les conditions générales d'achat applicables au 16 avril 2018 intégraient six nouvelles stipulations techniques destinées à la lutte contre la fraude. Ce courrier précise que les nouvelles conditions générales d'achat ont été communiquées aux fournisseurs et filiales. Le document référencé D02-ARV-01-124-642 rev A datant du 30 mars 2018 a été présenté aux inspecteurs, en particulier son article 29. Les inspecteurs ont constaté que ce document reprenait les six stipulations techniques mentionnées dans le courrier en référence [1]. Les inspecteurs ont souhaité vérifier la mise en œuvre de ces nouvelles conditions générales d'achat à travers la commande signée le 21 juin 2018 entre Framatome et son sous-traitant le Groupement Momentané d'Entreprises Solidaires Nordon-Ponticelli (GMES NDNP) qui est relative à la seconde phase de réparation des circuits secondaires principaux du réacteur EPR de Flamanville (avenant 8). Les représentants de Framatome ont précisé aux inspecteurs que l'annexe 17 relatives aux engagements éthiques du 1er janvier 2018 était le document annexé à cette commande.
Les inspecteurs ont constaté que certaines stipulations techniques destinées à la lutte contre la fraude mentionnées dans le courrier en référence [1], comme la nécessité de disposer d'outils de détection de fraude dans les méthodes d'inspection, n'était pas formalisé dans l'annexe 17 relatives aux engagements éthiques. Les inspecteurs ont considéré que l'engagement formalisé dans le courrier en référence [1] n'avait pas été respecté.
Je vous demande de me transmettre les raisons pour lesquelles les modalités techniques relatives à la maîtrise de la fraude et des contrefaçons définies dans votre courrier en référence [1] pour les fournisseurs et sous-traitants n'ont pas été appliquées lors de la commande de Framatome vers le GMES Nordon-Ponticelli du 21 juin 2018. Vous me préciserez les actions correctives définies. Les inspecteurs ont souhaité s'assurer que l'engagement de Framatome du courrier en référence [1] relatif à la transmission de documents spécifiques relatifs à la prévention du risque fraude lors des phases de consultations était respecté. Les inspecteurs ont interrogé Framatome sur cet engagement pour la consultation effectuée par Framatome auprès du fournisseur Vallourec pour l'approvisionnement de tubes de remplacement pour les circuits VVP du réacteur EPR de Flamanville. Framatome a précisé que les conditions générales d'achats mises à jour, référencées D02-ARV-01-124642 rev A du 30 mars 2018 mentionnées ci-dessus, n'avait pas été transmises au fournisseur Vallourec. Les inspecteurs ont constaté que Framatome n'a pas respecté l'exigence du courrier en référence [1] relative à la transmission de documents spécifiques à la prévention du risque de fraude.
Je vous demande de me transmettre les raisons pour lesquelles les modalités de transmission des documents spécifiques à la prévention du risque de fraude telles que figurant dans votre courrier en référence [1] n'ont pas été mise en œuvre lors de la consultation des tubes de remplacement pour le circuit VVP chez le fournisseur Vallourec. Vous me préciserez les actions correctives définies.
## Lanceurs D'Alerte
Dans son courrier en référence [1], Framatome mentionnait qu'un dispositif d'alerte éthique et de conformité avait été mis en place au 1er janvier 2018, permettant aux salariés et aux collaborateurs extérieurs de signaler des faits constitutifs d'une infraction délictuelle ou d'une menace ou préjudice grave pour l'intérêt général. Framatome a précisé que le site intranet permettait à Framatome et aux prestataires d'effectuer des remontées anonymes. Les inspecteurs ont interrogé le fabricant sur les modalités définies pour les intervenants extérieurs (sous-traitants), comme le GMES NDNP par exemple. Les éléments de réponse n'ont pas été apportés en séance. Les inspecteurs ont constaté que Framatome n'a pas apporté les éléments garantissant le respect de l'engagement du courrier en référence [1] relatif à la mise en place d'un dispositif d'alerte éthique et conformité pour les collaborateurs extérieurs.
Je vous demande de me transmettre les raisons pour lesquelles le dispositif d'alerte éthique et conformité pour les collaborateurs extérieurs mentionné dans votre courrier en référence [1 n'a pas été mis en œuvre sur le site du réacteur EPR de Flamanville pour le sous-traitant GMES NDNP. Vous me préciserez les actions correctives définies. Vous me préciserez ainsi les modalités définies sur le site pour l'ensemble des sous-traitants. Framatome précisait, dans son courrier en référence [1], qu'une information de son personnel, de ses sous-traitants et fournisseurs serait réalisée lorsque le processus de recueil des signalements de l'ASN
serait en place. Les inspecteurs ont souhaité connaitre ces modalités d'information. Les inspecteurs ont constaté que le site intranet de Framatome mentionnait le site internet de l'ASN. Aucun élément concernant l'information délivrée aux sous-traitants et aux fournisseurs n'a été apporté en séance. Le représentant du GMES NDNP, présent sur place, a indiqué aux inspecteurs ne pas être informé de ce processus de signalement. Les inspecteurs ont constaté que Framatome n'a pas respecté son engagement du courrier en référence [1] relatif à l'information du processus de signalement ASN auprès de ses sous-traitants et fournisseurs.
Je vous demande de me transmettre les raisons pour lesquelles l'information du processus de signalement ASN n'a pas été réalisée auprès de vos sous-traitants et fournisseurs. Vous me préciserez les actions correctives définies et notamment les modalités retenues pour cette information sur le site du réacteur EPR de Flamanville mais également au sein des différentes unités industrielles.
# B. Demandes D'Informations Complementaires
Dispositions relatives à la prévention, la détection et le traitement des irrégularités (fraudes)
## Formation À La Culture De Sureté Et Au Risque De Fraude
Les représentants de Framatome ont présenté aux inspecteurs les modalités de formation relatives au risque de fraudes mentionnées dans le courrier en référence [1]. Le contenu d'un premier module de formation, dispensée par l'unité Framatome « Base installée » depuis août 2019, a été examiné lors de l'inspection. Framatome a précisé que cette formation, d'une durée de quatre heures, était à destination du personnel Framatome (nouveaux arrivants) ainsi que des prestataires. A ce jour, vos représentants ont précisé que quatre personnes avaient été formées sur le site du réacteur EPR de Flamanville.
Je vous demande de me transmettre l'échéancier de déploiement de cette formation sur le site du réacteur EPR de Flamanville. Vous préciserez également les modalités retenues dans les différentes unités industrielles de Framatome. Le contenu d'un second module de formation, nommé « formation Conformité » a été présenté aux inspecteurs. Le courrier Framatome en référence [1] précise que cette formation, dispensée depuis juillet 2017, est destinée aux populations sensibles ou exposées au risque de fraude. Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur les « catégories » de personnel concernés par la « population sensible ou exposée à ce risque » tel que mentionné dans votre courrier en référence [1]. Ils ont notamment souhaité savoir si cette formation était dispensée aux sous-traitant concernés par des activités importantes pour la protection des intérêts au sens de l'article 1.3 de l'arrêté ministériel du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base et présentant un risque de fraudes. Framatome a précisé que cette formation était dispensée aux managers, aux inspecteurs et aux auditeurs.
Je vous demande de me préciser les critères retenus vous ayant permis de définir les catégories de personnel rentrant dans les populations sensibles ou exposées au risque de fraudes tel que mentionné dans votre courrier en référence [1]. Vous me transmettrez également, pour les activités effectuées par du personnel sous-traitant sur des équipements identifiés comme important pour la protection des intérêts, celles identifiées à risque de fraude. Vous me préciserez les modalités retenues relatives à la formation à la prévention, la détection et le traitement des irrégularités (fraudes) pour ces activités.
## Système De Management Intégré
Framatome a présenté la directive CFSI référencée D02-ARV-01-139-616 rev A du 30 janvier 2019. Les inspecteurs ont souhaité savoir si les exigences relatives aux fournisseurs et sous-traitants définies dans le courrier en référence [1] étaient formalisées dans cette directive. Les éléments de réponse n'ont pas été apportés en séance.
Je vous demande de me préciser si la directive CFSI retranscrit les exigences du courrier en référence [1]. A défaut vous me transmettrez la référence de la documentation précisant ces exigences.
Vous me préciserez également le calendrier prévisionnel de déploiement des actions définies dans la directive CFSI ainsi que celles du courrier en référence [1] (formation, contrats fournisseur, inspection…) dans les différentes unités industrielles de Framatome.
## Intégrité Des Données
En lien avec les exigences relatives à l'intégrité des données définies dans le courrier ASN en référence [2], les inspecteurs ont analysé les modalités retenues par Framatome et son sous-traitant le GMES NDNP concernant la traçabilité et l'archivage des procès-verbaux de fabrication. Le représentant du GMES NDNP a précisé que les procès-verbaux et documents constituant le rapport de fin de montage étaient numérisés sur un serveur. Il a également précisé qu'une procédure encadrait l'exigence de numérisation mais que la temporalité de cet enregistrement numérique n'était pas définie.
Le représentant du GMES NDNP précise que certains procès-verbaux de contrôles, comme les ultrasons par exemple, sont néanmoins numérisés dans un temps « très court » mais que cette pratique n'est pas définie dans une procédure. Les inspecteurs ont constaté que certains procès-verbaux pouvaient, par exemple, être numérisés deux ans après leur émission initiale. Les inspecteurs ont constaté que le GMES NDNP ne disposait pas de procédure technique régissant la temporalité de ces enregistrements numériques. Les inspecteurs ont considéré que les pratiques différées de numérisation actuelles de certains documents de fabrication présentent un risque pour la perte ou l'altération des premiers enregistrements. Les inspecteurs ont considéré que Framatome n'a pas apporté les éléments garantissant la sécurisation du premier enregistrement, tel que défini dans le courrier ASN en référence [2] relatif aux dispositions relatives à la prévention, la détection et le traitement des irrégularités.
Je vous demande de me transmettre les modalités organisationnelles définies permettant de garantir la sécurisation des premiers enregistrements (soudage, END, arasage…). En lien avec vos éléments de réponses présents dans le courrier en référence [1], vous me préciserez également les dispositions retenues concernant les règles d'archivages de ces enregistrements. Les inspecteurs ont examiné la cohérence des données de fabrication présentes dans la fiche de suivi soudage (FSS) de la soudure F1 de l'isométrique VVP-2321-TY-F01, de la soudure FW16 de l'isométrique VVP-4130-TY-F02 et celles du logiciel PERF qui est utilisé par la GMES NDNP pour l'enregistrement de certaines données de fabrication en permettant notamment un suivi de la production et de la qualité du soudage. Dans le cas de la soudure F1, les inspecteurs ont constaté une incohérence entre la référence du lot du produit d'apport de désignation commerciale EML5 figurant sur la FSS et celle retranscrite dans le logiciel PERF.
Je vous demande de me transmettre l'origine de cette incohérence. Vous me préciserez les actions correctives définies et les éléments vous permettant de garantir la référence du lot de métal d'apport mis en œuvre sur cette soudure.
Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté, dans le cas de la soudure FW16, que le logiciel ne recensait pas l'ensemble des soudeurs intervenus sur la soudure et donc présents dans la FSS. Les inspecteurs se sont interrogés sur les fonctionnalités du logiciel PERF et notamment sur les documents susceptibles d'être générés par le logiciel dans le cadre de l'évaluation de conformité des équipements.
Je vous demande de me préciser les fonctionnalités du logiciel PERF ainsi que les documents susceptibles d'être générés par ce logiciel dans le cadre de l'évaluation de conformité des équipements. Vous justifierez que les différences constatées entre les fiches de suivi soudage et ce logiciel (références des soudeurs et de lots de métaux d'apports) n'ont pas d'impact sur la documentation émise dans le cadre de l'évaluation de conformité de ces équipements.
## Examen De Rapport De Fin De Montage
Les inspecteurs ont analysé certaines actions correctives relatives à l'inspection ASN du 10 avril 2018 référencée INSSN-CAE-2018-0149.
## Procès-Verbal D'Arasage Fl-Ara-Inti-F1
Un procès-verbal a été initialement émis le 03 mai 2016. Les inspecteurs ont constaté que ce procèsverbal avait été modifié, a posteriori, de manière manuscrite par le GMES NDNP :
- la référence du PV, « difficilement » lisible a été rayée, et reportée dans une case annexe, - une référence de document a été ajoutée.
Les inspecteurs ont constaté que des modifications manuscrites (indice de révision, référence documentaire complémentaire) ont réalisées a posteriori sur ce procès-verbal sans que la date de modification ne soit précisée. Le procès-verbal ne permet pas d'identifier clairement le nom de la personne ayant procédé à ces modifications.
Les inspecteurs ont considéré que ces modifications manuscrites, effectuées a posteriori sur le procèsverbal original, ne respectaient pas certaines exigences du courrier ASN en référence [2], qui mentionne notamment que les enregistrements doivent permettre de rendre la donnée précise et attribuable à la personne qui l'a générée.
Je vous demande de me transmettre le détail des modifications effectuées sur ce procès-verbal. Vous me préciserez les actions correctives définies dans le système de management du GMES NDNP permettant de garantir que les exigences relatives à l'intégrité des données définies dans le paragraphe 3 du courrier ASN en référence [2] relatif à la prévention, la détection et le traitement des irrégularités (fraudes) soient respectées pour les prochaines opérations de fabrications et contrôles associés. Les inspecteurs ont constaté que le procès-verbal de recontrôles ultra-sonores référencé TF-FL-UT2-F1 TTH contient des révisions, barrées et signées. Framatome a précisé que ce contrôle avait été initialement réalisé le 08 mai 2018 par une équipe « GMES NDNP/GMES NDNP EDF » et que des modifications du procès-verbal avaient été réalisées par un agent certifié COFREND 3 du GMES NDNP dans la révision 1 de ce document le 18 septembre2018 et dans sa révision 2, le 10 janvier 2019. Ces modifications sont formalisées avec des dates et la signature de l'intervenant. Les inspecteurs ont constaté que les éléments modifiés dans ce PV concernent notamment :
- des essais complémentaires en ondes longitudinales (L) sur 4 indications référencées 2-3-4-4. Le procèsverbal semble indiquer que l'indication 1 n'a pas fait l'objet d'un contrôle en onde transversales (T), en effet la lettre « T » semble avoir été rayée, - l'ajout de sens de balayage complémentaires (9/11 et 10/12) mis en œuvre pour caractériser volumiquement les indications. Les inspecteurs ont interrogé Framatome sur la nature de ces modifications. Framatome n'a pas apporté d'éléments lors de l'inspection. Les inspecteurs se sont interrogés notamment de la présence, dans le procès-verbal présenté, des résultats d'essais complémentaires (ondes L, sens de balayages).
Je vous de me préciser l'origine des deux révisions effectuées sur ce procès-verbal de contrôle. Pour l'ensemble des modifications effectuées, vous me fournirez les modes de preuve ayant justifié ces modifications. Je vous demande de me préciser le type de contrôle ultra-sonore (ondes L, ondes T) ainsi que les sens de balayages requis par la procédure NDNP 128001-505 rev U. Dans le cas où des ondes transversales sont requises par la procédure NDNP 128001-505 rev U, vous m'indiquerez les raisons pour lesquelles le contrôleur a rayé la recherche d'indication en ondes T lors de la première révision du procès-verbal sur l'indication 1. Enfin, vous me préciserez la partie du procès-verbal indiquant les résultats des contrôles suivants : - essais complémentaires en ondes L (révision 1),
- sens de balayage complémentaires (9/11 et 10/12) (révision 2).
Les inspecteurs ont par ailleurs constaté que la fiche de non-conformité FNC4-1043 était présente dans le rapport de fin de montage. Cette FNC générique datant du 13 août 2018 concerne des erreurs détectées sur des procès-verbaux de contrôle ultra-sonores, documents de suivi et FSS (renseignements erronés ou manquant, absence d'annexes, incohérence de dates). Cette fiche de non-conformité concerne 56 soudures des circuits auxiliaires (VVP, ARE, VDA) dont certaines soudures en exclusion de rupture. La fiche de non-conformité mentionne que ces écarts sont de nature documentaire et n'ont pas d'incidence sur les résultats des contrôles effectués. Les inspecteurs ont considéré nécessaire que Framatome précise la nature et l'impact potentiel de ces écarts, tenant notamment compte de l'historique des écarts détectés lors des contrôles ultra-sonores réalisés sur les circuits secondaires principaux et du référentiel d'exclusion de rupture applicables à certaines de ces soudures qui précise que la garantie de la qualité de la conception et de la fabrication doit être renforcée afin de rendre improbable l'apparition d'un défaut rédhibitoire. Les inspecteurs ont considéré également nécessaire que Framatome apporte des éléments techniques, en préalable des prochains contrôles ultra-sonores, garantissant que l'organisation mise en place permettent d'atteindre les exigences des référentiels définis (procédure de contrôle, exigences complémentaires liées à l'exclusion de rupture).
Je vous demande de me transmettre, un document de synthèse qui reprendra chacune des exigences mentionnées dans la procédure de contrôles ultra-sonores ainsi que les éventuelles exigences complémentaires définies au titre du référentiel d'exclusion de rupture. Ce livrable précisera, pour chacune des soudures listées dans cette fiche de non-conformité, les points suivants : - écarts identifiés, - analyse d'impact de ces écarts sur le contrôle effectué, - les actions correctives mises en œuvre pour le traitement de chacun des écarts, - les éléments garantissant la traçabilité des modifications documentaires réalisées a posteriori, - le respect de chacune de ces exigences. Vous me transmettrez également, en préalable des contrôles UT à venir, les actions correctives mises en œuvre et l'organisation définie permettent d'éviter que ces écarts ne se reproduisent.
## Rapport De Fin De Montage Ris4560Ty-F05-1
Les inspecteurs ont constaté, sur la fiche de suivi soudage de la soudure F7.R2, qu'un soudeur avait saisi deux références d'électrodes ER316L, un lot référencé 25704 de diamètre 2 mm et un autre lot de diamètre 2.4 mm disposant de la même référence de lot. Le représentant du GMES NDNP a précisé que le lot de diamètre 2.4 mm n'existait pas. Il précise par ailleurs qu'aucun document spécifique relatif à cette opération de soudage n'a été archivé.
## Demande B10 :
Je vous demande de me transmettre les causes à l'origine de ce constat. Vous me transmettrez la fiche de non-conformité associée en précisant les actions correctives mises en œuvre et les éléments vous permettant de garantir les lots de métaux d'apports mis en œuvre sur cette soudure. En lien avec les exigences relatives à l'intégrité des données définies dans le courrier ASN en référence [2], et notamment celle relative à la précision de la donnée, vous me détaillerez parmi ces actions correctives, celles qui permettront de vérifier, a posteriori, dans des configurations semblables, la validité de la donnée enregistrée (double enregistrement par exemple).
Les inspecteurs ont constaté également, à l'instar d'un constat réalisé lors de l'inspection INSSN-CAE2018-0149 du 10 avril 2018, qu'il était complexe de reconstituer l'historique de l'enchainement des opérations de fabrication, et donc de vérifier les procès-verbaux de contrôles afférents. En effet, les inspecteurs ont constaté que les pratiques de renseignements des documents semblaient différentes, de nombreuses ratures apparaissent, des numéros de procès-verbaux sont très semblables, des annotations sont réalisées « là où il y a de la place » et aucune main courante n'est présente sur des dossiers d'ampleur. Les inspecteurs considèrent que ces pratiques sont sources d'erreurs et peuvent constituer un environnement propice, telle que décrit par le sociologue Donald R. Cressey dans le « Triangle de la fraude », à un acte de frauduleux. Le GMES NDNP précise en séance qu'un travail est en cours de réalisation afin d'établir une structure documentaire permettant d'améliorer l'architecture des dossiers et leurs exploitation a postériori. Il est précisé que les fiches de suivi de soudage (FSS) seront modifiées pour les soudures du CSP réparées lors de la prochaine phase de réparation, dénommée phase 2.
## Demande B11 :
Je vous demande de me transmettre les modifications envisagées concernant la constitution des dossiers de fin de fabrication des soudures réparées lors de la prochaine phase de réparation, dénommée phase 2 afin que la qualité et la lisibilité des documents de fabrication soient améliorées. C. OBSERVATIONS
Formation à la culture de sureté et au risque de fraude
## Observation C1 :
Les inspecteurs ont noté que Framatome s'était fixé l'objectif que l'ensemble des inspecteurs et auditeurs aient suivi la formation « Conformité » d'ici le 31 décembre 2019.
## Observation C2 :
Les inspecteurs ont noté que le guide D02-QLY-19-0027 rev A relatif à l'évaluation des fournisseurs avait été mis à jour récemment afin d'y intégrer l'évaluation du risque CFSI. Il a été précisé que des critères liés au risque résiduel CFSI évalué à l'issue de ces audits seraient définis dans un second temps. 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 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 directrice de l'ASN/DEP,
SIGNE
François COLONNA |
INSSN-LYO-2019-0474 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 23 décembre 2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2019-053762 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin CNPE du Tricastin CS 40009 26 131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Tricastin (INB nos 87 et 88)
Inspection INSSN-LYO-2019-0474 du 4 novembre 2019 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°2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 modifiée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base
[4] Décision no 2017-DC-0587 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 23 mars 2017 relative au conditionnement des déchets radioactifs […] [5] Lettre de suite de l'ASN CODEP-LYO-2018-061201 du 28 décembre 2018 (faisant suite à l'inspection INSSN-LYO-2018-0445)
## 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, relative à la gestion des déchets, a eu lieu le 4 novembre 2019 sur la centrale nucléaire du Tricastin.
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
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage l'organisation mise en place pour assurer la gestion des déchets radioactifs ainsi que les modalités destinées à garantir le respect de la réglementation afférente. Ils ont consulté les indicateurs de performance concernant la gestion des déchets et ont vérifié la mise en œuvre des exigences réglementaires afférentes aux activités importantes pour la protection des intérêts protégés (AIP), relatives aux déchets, ainsi que les registres permettant d'assurer la traçabilité des différents déchets produits par vos installations. Enfin, ils ont visité le bâtiment des auxiliaires de conditionnement des déchets radioactifs (BAC), l'aire d'entreposage des déchets solides très faiblement actifs (TFA) repérée « aire N3 » et l'aire d'expédition des déchets.
Les inspecteurs ont relevé la tenue satisfaisante du BAC, de l'aire d'expédition et de l'aire TFA N3.
Toutefois, ils ont relevé plusieurs situations de dépassement des quantités de déchets entreposées par rapport aux limites fixées par les règles générales d'exploitation (RGE) de l'installation. L'ASN attend la mise en place de dispositions pour prévenir ces dépassements.
## A. Demandes D'Actions Correctives 2
Modalités d'exploitation du bâtiment auxiliaire de conditionnement des déchets radioactifs (BAC) Les inspecteurs ont procédé à une visite du BAC afin de contrôler le respect du zonage d'entreposage des déchets en attente d'évacuation.
Concernant les colis de déchets, les inspecteurs ont constaté la présence, le jour de l'inspection, de 14 casiers TFA, 16 sacs « big-bag » et 7 caisses « SOCODEI, soit 37 unités de stockage. Or, les RGE du BAC prévoient un maximum de 20 unités de stockage. Il apparaît donc que les RGE du BAC n'étaient pas respectées depuis le 28 août 2019. Les inspecteurs ont toutefois constaté qu'une dérogation avait été émise, le 3 septembre 2019, après le dépassement effectif de la limite des RGE du BAC et sur demande de votre prestataire. Demande A1 : je vous demande de mettre en place une organisation permettant d'anticiper les possibles dépassements des limites RGE du BAC et d'étudier les éventuelles demandes de dérogation, avant d'accepter l'arrivée des déchets concernés. Concernant les fûts plastiques hors conteneurs, les inspecteurs ont constaté la présence de 49 fûts pour une limite fixée à 30 fûts par les RGE du BAC. Cette situation perdurait depuis plus d'une semaine au jour de l'inspection sans que n'ait été émise de demande de dérogation aux RGE du BAC. Demande A2 : je vous demande de revenir dans une situation conforme à vos RGE dans les meilleurs délais. Les inspecteurs ont constaté que la liste des produits entreposés dans l'armoire des solvants n'était pas à jour. De plus, en se référant au tableau des incompatibilités entre les produits chimiques, les inspecteurs ont constaté que certains produits n'auraient vraisemblablement pas dû être entreposés sur une même rétention. Enfin, certains fûts n'étaient pas correctement étiquetés. Demande A3 : je vous demande de revoir votre organisation afin d'avoir un fichier de suivi des produits entreposés dans l'armoire de solvants. Demande A4 : je vous demande de vérifier la compatibilité des produits entreposés dans l'armoire des solvants et de réaliser un étiquetage conforme des fûts s'y trouvant. Les inspecteurs ont constaté la présence de deux fûts plastiques ouverts, sur une rétention, avec une étiquette indiquant « savon et huile » dans une zone d'entreposage de big-bags.
Demande A5 : je vous demande d'entreposer les fûts contenant de l'huile sur la rétention des huiles du BAC prévue à cet effet.
## Aire D'Entreposage De Déchets Solides Très Faiblement Actifs (Aire Tfa N3) 3
Le suivi, réalisé en septembre 2019, du délai d'entreposage des conteneurs de déchets radioactif fixé dans l'étude déchets de la centrale nucléaire du Tricastin indique que 6 colis entreposés sur l'aire TFA N3 sont en dépassement de leur délai d'entreposage et que 8 colis doivent être évacués dans les 6 mois pour respecter ces délais. De plus, votre suivi indique que 11 colis entreposés sur des aires externes sont en dépassement de délai d'entreposage.
Demande A6 : je vous demande de me transmettre les éléments justificatifs de l'évacuation de ces colis et les actions mises en œuvre pour prévenir les dépassements du délai d'entreposage de conteneurs de déchets radioactif.
## Campagne Mercure
Les inspecteurs ont consulté la surveillance réalisée lors de la campagne MERCURE qui a eu lieu de fin 2018 à février 2019.
Ils ont constaté qu'une fiche d'observation indiquait une incohérence avec l'article 14 de lettre DSINGRE-SD2-n°0077/2000 du 21 avril 2000 fixant les prescriptions d'exploitation de la machine MERCURE et la demande de la disposition transitoire d'EDF no 350 au sujet de l'embrochage de la pompe repérée 8RPE005CU. Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué que, lors de la campagne MERCURE, le site avait fait le choix de respecter la disposition transitoire d'EDF no 350 et non l'article 14 de lettre DSIN-GRESD2-n°0077/2000 du 21 avril 2000.Ceci constitue un écart à votre dossier de demande d'adjonction d'unité mobile d'enrobage MERCURE référencé EDF/UTO D4507-GVD-CLE n°AS-2000/125 du 16 mars 2000 pour lequel l'ASN a donné son accord par courrier référencé DSIN-GRE-SD2n°0077/2000 du 21 avril 2000. De plus, dans la demande d'autorisation portant sur l'exploitation des machines MERCURE, référencée D450716033596 du 23 décembre 2016, complétée par courrier d'EDF référencé D450719014006 du 1er juillet 2019, ayant donné lieu à l'autorisation de l'ASN référencée CODEPDCN-2019-O42529 du 14 novembre 2019, il est indiqué les pompes des puisards RPE005CU « seront débrochés et placés en mode manuel ». Demande A7 : je vous demande de vous conformer strictement au dossier de demande d'autorisation portant sur l'exploitation des machines MERCURE référencé D450716033596 du 23 décembre 2016 et complété par courrier d'EDF référencé D450719014006 du 1er juillet 2019, autorisé par la décision de l'ASN n° CODEP-DCN-2019-O42529 du 14 novembre 2019, en maintenant les pompes des puisards RPE005CU débrochées et en mode manuel. Demande A8 : je vous demande d'analyser le processus de décision qui a conduit à privilégier l'application d'une disposition transitoire interne à EDF par rapport au cadre réglementaire fixé par la décision de l'ASN. Vous identifierez les dysfonctionnements en cause et me ferait part des actions correctives que vous mettrez en place.
## B. Compléments D'Information 4 Campagne Mercure
Les inspecteurs ont consulté la surveillance réalisée lors de la campagne MERCURE qui a eu lieu de fin 2018 à février 2019. Ils ont constaté qu'une fiche d'observation contenait une demande de modification de la note référencée D4507041227 indice 3 qui n'est pas cohérente avec la note référencée D450718001044 au sujet des risques des substances cancérogènes, mutagènes ou toxiques pour la reproduction (CMR). Lors de l'inspection, la partie de la fiche d'observation destinée à vos services centraux afin qu'ils valident ou non votre demande, n'était pas renseignée et les inspecteurs n'ont pas pu déterminer si cette demande avait finalement été validée. Demande B1 : je vous demande de m'indiquer les suites que vos services centraux ont données à cette demande d'action.
## Aire D'Expédition
Les inspecteurs se sont rendus sur l'aire d'expédition. Ils ont constaté qu'après la fin du chantier des diesels d'ultime secours, un nouveau grillage de délimitation de cette aire était en cours d'installation. Ils ont également constaté que certaines bordures de trottoir étaient abimées. Demande B2 : je vous demande de m'indiquer la date de fin des travaux de remise en état de l'aire d'expédition.
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 amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division de Lyon, Signé par Richard ESCOFFIER
5 |
INSSN-CHA-2019-0231 | DIVISION DE CHÂLONS-EN-CHAMPAGNE
N. Réf : CODEP-CHA-2019-045180 Châlons, le 25 octobre 2019 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité BP 62 10400 NOGENT SUR SEINE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Nogent-sur-Seine - INB n° 139 et 140 Inspection n° INSSN-CHA-2019-0231 du 16 octobre 2019
« Génie civil »
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 dit arrêté INB
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 16 octobre 2019 au CNPE de Nogentsur-Seine sur le thème « génie civil ».
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 16 octobre 2019 avait pour objectif de contrôler le suivi et le maintien en bon état des ouvrages de génie civil du CNPE de Nogent-sur-Seine. Ainsi, les points suivants ont été examinés par sondage par l'équipe d'inspection : - organisation générale du site en matière de maintenance des ouvrages de génie civil, en particulier la rédaction des programmes de surveillance ;
- suivi des principales pathologies des bétons dont le risque de dégradation est identifié sur le CNPE ;
- caractérisation et le traitement des défauts détectés sur les ouvrages de génie civil du CNPE ;
- application des programmes de maintenance définis par l'exploitant pour s'assurer du respect des exigences définies sur les ouvrages de génie civil du CNPE.
Globalement, les installations contrôlées sont en bon état et l'organisation mise en place par le CNPE est conforme aux attendus pour répondre aux exigences de sûreté à court terme. Néanmoins, les inspecteurs ont constaté que des points de votre organisation étaient à améliorer afin d'assurer le maintien des installations en bon état sur le long terme. Concernant l'organisation générale de la section génie civil, les inspecteurs ont relevé l'absence d'analyse des signaux faibles affectant l'organisation du service. Ils ont également constaté que l'élaboration des programmes de surveillance des prestataires ne prenait pas systématiquement en compte les enjeux relatifs aux interventions concernées. Ils ont noté que l'organisation du CNPE en matière de détection, caractérisation et traitement des défauts dans les ouvrages de génie civil permettait de respecter les délais fixés par la règlementation et déclinés dans les référentiels EDF. Au cours de la visite de terrain, les inspecteurs se sont rendus sur des ouvrages de génie civil et notamment dans la rétention de la bâche du système de traitement et refroidissement d'eau des piscines (PTR) du réacteur n° 2, dans la rétention de la bâche à soude du réacteur n° 2 et dans les galeries techniques comprenant les tuyauteries du système d'eau brute de secours (SEC) du réacteur n° 1. Les inspecteurs se sont également rendus sur les toitures de bâtiments de l'ilot nucléaire du réacteur n° 1. Cette visite a permis de mettre en évidence un bon état général des installations. Néanmoins, certains défauts relevés par l'équipe d'inspection nécessitent une action corrective de votre part.
## A. Demandes D'Actions Correctives Analyse Des Signaux Faibles
L'article 2.7.3 de l'arrêté du 07 février dispose : *« 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 inspecteurs ont consulté les comptes rendus de bilans annuels de la section génie civil pour les années 2018 et 2019. Ils ont constaté que ces documents ne portaient pas d'analyse des signaux faibles notamment organisationnels. Or, il a été constaté qu'en 2018 vous n'avez pas respecté la périodicité de contrôle de l'absence d'eau de la galerie sous le bâtiment réacteur (BR) de la tranche n° 2 à cause des conditions d'interventions qui nécessitent l'arrêt du réacteur. Cette périodicité de contrôle est portée par un plan de base de maintenance préventive (PBMP) dont le non-respect constitue un écart au titre de l'arrêté [2]. Cet écart implique a minima une analyse vous permettant d'identifier les actions préventives, correctives ou curatives à déployer afin de vous assurer de sa non-reproductibilité tel que cela est défini dans l'article cité supra.
Par ailleurs, la note d'organisation de la section génie civil référencée D5350ECORGANNS003 à l'indice 3 date du 04 octobre 2019. La précédente version datait de l'année 2013 alors même que vos représentants ont signalé aux inspecteurs que de nombreux changements s'étaient succédés dans l'organisation de la section durant cette période. Ce signal faible dans le pilotage de la section n'est pas mentionné dans les bilans annuels ou rapport d'audit présentés aux inspecteurs. Vos représentants ont confirmé qu'il n'y avait pas de traitement ni d'analyse des signaux faibles organisationnels au sein de la section génie civil et aucune mention dans le bilan annuel ne faisait état d'une application du processus abordé dans l'article 2.7.3 de l'arrêté [2]. Demande A1 : je vous demande de mettre en place une organisation vous permettant d'analyser et de corriger les signaux faibles organisationnels de la section génie civil que vous aurez collectés. Vous me transmettrez le document portant cette analyse sur 2019 ainsi que le bilan annuel 2019 de la section génie civil.
## Surveillance Des Prestataires
L'article 2.5.6 du chapitre V 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 a posteriori le respect des exigences définies. » et l'article 2.2.2 que « l'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance […] documentée dans les conditions fixées à l'article 2.5.6. ». Les inspecteurs se sont intéressés aux programmes de surveillance des deux principaux prestataires dans le domaine du génie civil sur votre installation (entreprises LASSARAT et SADE). Ils ont constaté l'apport significatif de l'outil ARGOS vous permettant de numériser les actions des chargés de surveillance et de rendre plus robuste votre organisation. L'équipe d'inspection a constaté que le programme de surveillance de votre principal prestataire intervenant en maçonnerie ne disposait pas d'actions de surveillance sur les thèmes suivants : - compétence sécurité des intervenants ; - connaissance des risques et parades liés à l'intervention et à son environnement ;
- déchets solides (conventionnels et radioactifs).
A l'inverse, une action de surveillance est prévue en « respect du délai contractuel ». Par ailleurs, le nombre d'actions de surveillance prévu est anormalement faible pour une entreprise que vous considérez comme votre prestataire principal en volume d'activités. Vos représentants ont présenté les actions de surveillance inopinées et réalisées dans le cadre du contrôle de ce prestataire ; certaines traitaient des thèmes mentionnés supra, et l'une a abouti à la rédaction d'une fiche de non-conformité. La répartition et le volume de vos actions de surveillance au moment de l'élaboration des programmes de surveillance ne sont pas adaptés aux enjeux des activités sous-traitées dans le cadre de ces travaux. Demande A2 : je vous demande de mettre en place une organisation vous permettant d'élaborer et de mettre en œuvre des programmes de surveillance adaptés aux enjeux des activités concernées. D'autre part, les fiches de non-conformité rédigées via l'outil ARGOS assurent une traçabilité des constats réalisés dans le cadre de la surveillance des prestataires mais n'assurent aucun suivi des actions curatives ou de l'analyse qui en est faite. Demande A3 : afin de respecter les dispositions de l'article 2.5.6, je vous demande de mettre en place une organisation et des outils vous permettant d'assurer la traçabilité et le suivi des actions correctives issues de la surveillance de vos prestataires dans le domaine considéré.
## Caractérisation Et Traitement Des Défauts
Lors de l'inspection de terrain, les inspecteurs ont relevé des défauts dans le génie civil qui pourraient entrainer sa dégradation à moyen / long terme et provoquer une perte d'étanchéité, de confinement ou de résistance mécanique des structures : - dans le local de la bâche PTR en tranche 2, une fissure avec trace d'infiltration est visible en sous-face de la toiture ;
- dans la galerie SEC voie A, des infiltrations ont été constatées au niveau de certaines fissures qui n'en présentaient pas lors de la dernière visite dans l'ouvrage. Par ailleurs, des supports de tuyauteries SEC apparaissent comme très corrodés ;
- dans la galerie SEC voie B, une trémie de manutention présente une fuite importante, déjà connue de vos représentants mais non traitée à ce jour ;
- sur la toiture du bâtiment électrique (BL), un défaut entraine une accumulation d'eau qui ne s'évacue pas par les descentes prévues pour cet ouvrage.
Demande A4 : je vous demande de caractériser les écarts cités supra. Vous appliquerez vos règles nationales de maintenance et me transmettrez les traitements prévus ainsi que leurs échéances.
# B. Demandes De Compléments D'Information
## Présence D'Effluent Dans Les Galeries Sec
Lors de la visite des galeries SEC, les inspecteurs ont relevé la présence de fûts contenant des effluents, sans que vos représentants ne soient en mesure de confirmer leur contenu lors de l'inspection. Après l'inspection, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'il s'agissait d'eau brute initialement contenue dans le circuit SEC. Il apparait indispensable que ce type de stockage fasse l'objet d'une information en local afin que les intervenants passant dans les galeries SEC puissent connaître le fluide contenu et ses caractéristiques lors de leur passage. Par ailleurs il est nécessaire d'évacuer ces effluents.
Demande B1 : je vous demande de m'informer des règles d'étiquetage et d'entreposage d'effluents dans cette situation sur votre installation et de me confirmer l'évacuation des fûts concernés.
## C. Observation
Note d'organisation de la section génie civil C1 - La note d'organisation de la section génie civil référencée D5350ECORGANNS003 à l'indice 3 précise que le chef de la section, s'il estime capable de réaliser de tels documents, peut décider d'habiliter un agent non formé pour rédiger des analyses de nocivité qui constituent l'outil d'analyse des défauts de génie civil sur votre installation. Vos notes ne précisent pas les critères objectifs permettant au chef de section d'affranchir un agent des formations normalement réalisées. Une clarification de ces critères permettrait de rendre plus robuste votre organisation.
##
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la division de Châlons Signé par Jean-Michel FÉRAT |
INSSN-OLS-2019-0616 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-040854 Orléans, le 7 octobre 2019 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Dampierre-en-Burly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre - INB n° 84 Inspection n° INSSN-OLS-2019-0616 des 3, 5 juillet, 1er, 14, 29 août, 18 et 23 septembre 2019
« Inspections de chantiers - réacteur n° 1 »
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, plusieurs inspections inopinées ont eu lieu les 3, 5 juillet, 1er, 14, 29 août, 18 et 23 septembre 2019 à la centrale nucléaire de Dampierre-en-Burly à l'occasion de l'arrêt pour maintenance de type visite partielle (VP) du réacteur n° 1. Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
Dans le cadre de la visite partielle du réacteur n° 1 du site de Dampierre-en-Burly, les inspections des 3, 5 juillet, 1er, 14, 29 août, 18 et 23 septembre 2019 avaient pour objectif de contrôler les travaux de maintenance, notamment sous l'angle lié à la sûreté des installations. Ces inspections ont concerné des chantiers localisés dans le bâtiment réacteur (BR), le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), le bâtiment combustible (BK), les locaux diesels (LHP et LHQ), les locaux des motopompes et de la turbopompe ASG, le bâtiment électrique (BL), la station de pompage, les galeries SEC associées, les locaux RRI (refroidissement intermédiaire du réacteur), le magasin des outillages contaminés ainsi que la salle des machines. Lors du contrôle du 14 août 2019, les inspecteurs ont réalisé une supervision de l'organisme mandaté par l'ASN
pour réaliser l'épreuve hydraulique décennale de la boucle n° 1 des circuits secondaires principaux (CSP) du réacteur n° 1. Lors de cette supervision, les inspecteurs ont relevé de nombreux écarts de responsabilité EDF.
Plusieurs de ces écarts ont été corrigés lors de l'arrêt du réacteur et d'autres devront faire l'objet de corrections ultérieures. De manière générale, il ressort que le site a su montrer une bonne prise en compte des remarques des inspecteurs pour les écarts les plus notables mis en lumière lors des différents contrôles effectués.
Le plan d'actions radioprotection actuellement en cours de déploiement sur le site de Dampierre a permis d'avancer sur plusieurs sujets. Toutefois, la présence d'écarts récurrents témoignent de la nécessité de poursuivre les actions entreprises afin d'atteindre une maîtrise adéquate de cette thématique.
Des écarts qualité dans le renseignement des dossiers de suivi d'intervention et des écarts matériels (nonconformités identifiées sur des matériels par rapport aux plans de montage de ces derniers) ont été observés à plusieurs reprises. Ces constatations ayant également un caractère récurrent, interrogent sur la suffisance de vos contrôles faits pour vérifier la conformité de vos installations par rapport aux exigences qui lui sont applicables.
De plus, ces inspections ont également mis en avant des problèmes inacceptables de qualité des contrôles des interventions, à différents niveaux, et notamment au niveau du CNPE, ayant abouti à la validation de données non conformes entraînant la transmission à l'ASN d'informations erronées dans les bilans réglementaires liés au redémarrage du réacteur n° 1. De nombreux écarts sur l'application des programmes de base de maintenance préventive (PBMP) des équipements des CPP (circuit primaire principal) et CSP (circuits secondaires principaux), approuvés par l'ASN, ont été relevés lors des inspections de chantiers. Les écarts observés sont listés dans le présent courrier et font l'objet de demandes d'actions correctives et/ou d'informations complémentaires.
## A Demandes D'Actions Correctives Remise En Service Du Cpp Et Des Csp
L'article 14 de l'arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du CPP et des CSP des réacteurs nucléaires à eau sous pression dispose que « l'exploitant s'assure, par une surveillance durant le fonctionnement et par des vérifications et un entretien appropriés, que les appareils et leurs accessoires, notamment les dispositifs de régulation et de décharge, de protection contre les surpressions et d'isolement, demeurent constamment en bon état et aptes à remplir leurs fonctions en conditions normales et accidentelles ». Dans le cadre de l'arrêt du réacteur n° 1, le CNPE a réalisé différentes activités, et notamment des opérations de maintenance sur des équipements faisant partie du CPP ou des CSP, en application de l'article 14 de l'arrêté du 10 novembre 1999. Ces opérations sont encadrées par des PBMP, qui sont approuvés par l'ASN. En fin d'arrêt, avant remise en service du CPP et des CSP, le CNPE transmet à l'ASN un bilan des activités effectuées sur le CPP et les CSP en application de l'article 16 de l'arrêté du 10 novembre 1999. Lors de l'arrêt, ces activités sont également considérées conformes ou non selon les aléas rencontrés. La journée d'inspection du 29 août 2019, consacrée à la préparation de la remise en service du CPP et des CSP,
s'est déroulée sur la base d'activités considérées *« réalisées conformes »* par le CNPE.
Ainsi, les inspecteurs ont contrôlé par sondage la bonne application des PBMP suivants :
PBMP 900 AM 050-05 ind.2 : visite interne du clapet du système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (GV) 1ASG029VD ;
PBMP 900 AM 050-05 ind.2 : visite interne du clapet du système d'alimentation en eau normale des GV 1ARE042VL ;
PBMP 900 AM 400-03 ind.2 : contrôle à chaud/froid des dispositifs autobloquants (DAB) de plusieurs systèmes du CPP et CSP ainsi que les contrôles réalisés sur banc de plusieurs DAB de ces mêmes circuits ;
PBMP 900 AM 050-07 ind.2 : visites internes des robinets électriques VELAN DN250 1RRA014 et 015VP
du système de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA).
Pour les activités précitées, le CNPE avait précisé dans le bilan 110°C que ces activités avaient été réalisées conformes, c'est à dire sans écart détecté. Lors de l'inspection de décembre 2018 (INSSN-OLS-2018-0651) sur le thème de l'application de l'arrêté du 10 novembre 1999, les documents qui avaient été demandés par les inspecteurs (modes opératoires et rapports d'expertise) ne traçaient pas l'ensemble des opérations prescrites par les PBMP, ce qui ne permettait pas de conclure sur la réalisation effective de ces opérations. Il avait donc été demandé au CNPE de réaliser une analyse des rapports d'expertise déclinant l'ensemble des PBMP relatifs aux CPP et CSP et de relever toutes les opérations prescrites par ces PBMP n'ayant pas été réalisées ou tracées.
Le CNPE avait répondu dans son courrier du 13 mai 2019 (référencé D453319026411) : « Des contrôles par sondage ont été initiés sur un certain nombre de prescriptifs soumis à l'article 14 de l'AM du 10 novembre 1999 afin de vérifier que l'ensemble des exigences issues des PBMP soient bien reprises dans les instructions des documents opératoires. Ces contrôles n'ont pas mis en évidence de manque sur la déclinaison des exigences dans les documents opératoires […] Sur la base des éléments ci-dessus, le CNPE considère que les éléments organisationnels mis en place sont suffisants pour s'assurer de la bonne mise en œuvre des exigences issues des PBMP lors des opérations de maintenance sur les circuits principaux et secondaires et de leur traçabilité ». Pour la visite interne du clapet 1ASG029VD réalisée lors de la visite partielle de 2019, les inspecteurs ont demandé à disposer de l'ensemble des documents traçant la réalisation des opérations prescrites par le PBMP.
Ils ont mis en évidence que les contrôles des « *jeux entre axes et bagues de frottement* » et de « l'absence de matage sur la butée d'ouverture de l'obturateur », prescrits par le PBMP, n'étaient pas réalisés alors que le CNPE considérait que l'activité réalisée était conforme. Ils n'avaient pas en effet été déclinés aux documents opératoires de chantiers. Cette situation démontre que le CNPE a transmis des éléments erronés à l'ASN et que les contrôles internes réalisés en début d'année 2019 (cf. extrait de la réponse du 13 mai) sur la déclinaison des PBMP n'ont pas été suffisants. A posteriori, le CNPE a pu justifier le bon état de l'équipement à travers les différents autres contrôles qui ont été réalisés (notamment le fait que les essais de manœuvrabilité n'ont pas révélé d'anomalies) et s'est engagé à refaire le contrôle des « *jeux entre axes et bagues de frottement* » et de « l'absence de matage sur la butée d'ouverture de l'obturateur » lors de la prochaine visite partielle du réacteur n° 1. Les autres contrôles prescrits par le PBMP
étaient cependant tracés et ne montraient pas d'écart.
Pour le contrôle sur banc de DAB de tuyauteries diverses de matériels des CPP et CSP, l'activité était considérée comme conforme par le CNPE. Or, les inspecteurs ont relevé que pour les 16 DAB contrôlés, la mesure de la course en mm était systématiquement supérieure à la course théorique (par exemple, la course mesurée pour le DAB W735/7A était de 152,14 mm pour une course théorique de 150 mm). Cette anomalie n'a été décelée ni lors du contrôle technique de la gamme par le prestataire, ni par la surveillance EDF qui a pourtant apposé son visa le 25 juillet 2019 sur chacun des procès-verbaux de contrôle des DAB. Ces différents niveaux de contrôle n'ont pas mis en évidence ces écarts que l'ASN a détectés. Le CNPE doit s'interroger sur l'impact de ces valeurs par rapport à l'exploitation de ces DAB. Pour les visites internes des robinets 1RRA014 et 015VP réalisées en 2019, les inspecteurs ont demandé à disposer de l'ensemble des documents traçant la réalisation des opérations prescrites par le PBMP. Ils ont mis en évidence que le « contrôle du bon état des dispositifs particuliers pour les matériels concernés (ex : non bouchage du parçage des sièges pour le dispositif anti-effet chaudière) », prescrit par le PBMP, n'était pas réalisé, alors que le CNPE considérait que l'activité réalisée était conforme. Dans ce cadre, le 6 septembre 2019, vous avez indiqué que « l'expertise des pièces au démontage permet de vérifier le bon état des dispositifs, mais cette exigence n'a pas été reprise dans les procédures. L'expertise des composants du robinet est comprise dans la visite interne ». Même si le contrôle réalisé pourrait suffire à répondre au PBMP, cela n'est pas le cas puisque le contrôle précité vise notamment à réaliser des vérifications particulières. En sus des cas précités, ce cas de figure dénote que les documents opératoires du CNPE ne sont pas en adéquation avec les prescriptions des PBMP.
De plus, en application de la réglementation relative aux équipements des CPP/CSP, vous vous étiez engagé à procéder au remplacement de 8 DAB sur des générateurs de vapeur côté primaire (4 sur le GV n° 1 et 4 sur le GV n° 3). Dans le bilan des activités CPP/CSP transmis pour le redémarrage du réacteur à l'ASN, vous avez indiqué que cette activité avait été réalisée conforme. L'ASN vous a donc demandé de lui transmettre le rapport de fin d'intervention lié à ces remplacements de DAB. Les écarts suivants ont été relevés :
le plan de montage des DAB référencé 439-CPY-5017 n'est pas précisé dans la liste des documents génériques applicables ;
le plan précité prévoit l'installation de cales (cf. repère 49) d'une épaisseur minimale de 12 mm au niveau des chapes des DAB. Or pour les DAB remplacés du GV n° 1, le RFI précisait que « des entretoises sont également présentes sur le GV n° 1 mais les cotes n'ont pas pu être prises car il y a trop de co-activité dans la casemate ». Ainsi, aucune traçabilité sur la conformité des entretoises reposées n'était présente dans le RFI. Une mise à jour du RFI a été proposée le 13 septembre 2019 indiquant que la prise de cote avait été faite mais sans plus de justifications ;
plusieurs fiches de contrôle individuel des DAB après remplacement indiquent que tous les critères sont respectés et que ces DAB sont conformes alors que l'item relatif à la vérification du niveau du réservoir d'huile après repose du DAB n'a pas été renseigné (ceci est le cas pour le DAB AGV2 de la boucle 1 et pour tous les DAB de la boucle 3). Une mise à jour du RFI a été proposée le 13 septembre 2019 indiquant que le niveau d'huile était conforme sans pour autant que vous ayez procédé à des vérifications complémentaires sur le terrain à la suite de la demande de l'ASN (vous avez vraisemblablement statué sur la conformité a posteriori sur la base d'une interview avec un intervenant).
Sur demande de l'ASN, le CNPE a procédé, avant divergence du réacteur, à une prise de cote des cales des DAB du GV n° 1 et à une vérification du niveau d'huile des réservoirs des DAB précités pour confirmer que tout est conforme. Ces contrôles complémentaires n'ont pas révélé d'anomalies.
Ces différents contrôles ont mis en évidence des problèmes importants de traçabilité et de contrôle, à plusieurs niveaux, des activités réalisées sur l'arrêt du réacteur n° 1. De plus, ces écarts tendent à montrer que les analyses de 1er niveau réalisées par le CNPE ne sont pas robustes. Il apparaît ainsi important d'identifier les causes profondes de ces écarts et l'origine des défaillances aux différents niveaux de contrôle. Demande A1 : je vous demande, sous deux semaines, de vous positionner sur la déclaration d'un évènement significatif pour la sûreté concernant les écarts aux PBMP CPP/CSP vus par les inspecteurs et non décelés par vos services.
## Contrôle Sur Les Ancrages De Matériels De Ventilation De Matériels Eips (Équipements Importants Pour La Sécurité)
Les PBMP relatifs aux « ancrages du matériel de ventilation IPS au génie civil » ont été émis en 2009 pour le palier 900 MWe. Ils précisent les contrôles à réaliser ainsi que les périodicités associées afin de vérifier notamment la présence de tous les constituants visibles des ancrages, les dimensions des ancrages, l'absence de corrosion, l'absence de desserrage ou de blocage.
Suite à différents échanges entre EDF et l'ASN nationale, un calendrier de réalisation des contrôles de conformité des ancrages a été fixé suivant deux périmètres. Concernant la tranche 1, le dossier de présentation de l'arrêt 2019 précisait : « Le contrôle des ancrages de ventilation des systèmes DVG / DVS / DVW et ETY BR a été réalisé sur la campagne 2017/2018 et les remises en conformité ont également été toutes traitées. Le contrôle des ancrages du second périmètre (DVI/DVK/DVH et ETY hors BR) est en cours de réalisation sur le cycle TEM avec comme échéance maximum celle énoncée dans les courriers référencés D455017012248 et D455018005685 [échéance maximale : mi 2020]. »
4 Lors de leur contrôle du 18 septembre 2019, les inspecteurs ont noté que les contrôles des ancrages de ventilation du 1er périmètre (couvrant DVG, DVS, DVW et ETY BR) avaient été réalisés suivant les échéances prescrites et que les mises en conformité des ancrages en écart avaient toutes été réalisées. Concernant le 2nd périmètre de contrôle, le CNPE a commencé, dès début 2018, à réaliser les contrôles des ancrages des systèmes de ventilation DVK, DVI, DVH et ETY hors BR. A ce jour, l'ensemble des contrôles a été réalisé à l'exception des ancrages de matériels de ventilation DVK au niveau +20m du bâtiment BK. En premier lieu, les inspecteurs se sont intéressés à l'exhaustivité des matériels de ventilation dont les ancrages étaient à contrôler. Vos représentants ont indiqué que la liste des équipements à contrôler vous avait été fournie par votre national et que vos investigations se sont basées sur ces documents. Or, les inspecteurs vous ont rappelé que le PBMP « ancrages » prévoit que « l'exhaustivité du contenu des tableaux
[listant les repères fonctionnels des matériels de ventilation ancrés sur les circuits IPS] ne peut être garantie. En effet, il est possible de rencontrer d'éventuelles particularités sur certaines tranches, aussi bien sur les listes des matériels ancrés que sur les types d'ancrages. Une appropriation locale est donc nécessaire afin de prendre en compte ces particularités éventuelles ». Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs ne pas avoir établi de listes locales complémentaires des éventuels matériels de ventilation non pris en compte dans le périmètre de contrôle des ancrages. Ainsi, l'ASN considère que vous n'êtes pas en mesure de démontrer que vos contrôles ont bien été exhaustifs, faute de listes établies localement. Demande A2 : je vous demande d'établir une liste spécifique à chaque tranche des repères fonctionnels des matériels de ventilation ancrés sur des circuits IPS.
A l'issue, vous procèderez aux contrôles de conformité des ancrages des matériels de ventilation IPS
qui n'auraient pas été pris en compte dans les périmètres de contrôle initiaux. Vous veillerez à respecter l'échéance initiale fixée à mi-2020. Vous me transmettrez le résultat de ces contrôles complémentaires. En second lieu, les inspecteurs ont fait les constats qui suivent.
Tous les écarts identifiés sur des ancrages de matériels de ventilation IPS du 2nd périmètre (dont les contrôles ont débuté début 2018) n'ont pas encore tous fait l'objet d'un traitement ou d'une remise en conformité. L'ensemble des écarts identifiés n'a pas été tracé au travers de plans d'actions constats (PA CSTA). Cette absence de traçabilité constitue une non-conformité par rapport aux dispositions de l'arrêté INB en matière de gestion des écarts.
Demande A3 : je vous demande d'ouvrir un PA CSTA par non-conformités constatées sur les ancrages de matériels de ventilation IPS observées lors des contrôles menés sur le 2nd périmètre (DVK, DVI,
DVH et ETY hors BR). Vous veillerez à ce que les PA CSTA comprennent une caractérisation claire et précise de la non-conformité permettant de se positionner sur une échéance de remise en conformité.
Plusieurs ancrages non conformes, dont la situation remet fortement en cause la tenue au séisme des équipements, ne sont toujours pas traités et aucune justification de l'acceptabilité des délais de traitement n'a été produite par le CNPE. Par exemple dans le local K416, les deux supports du caisson de filtration DVK iode ne sont pas fixés au sol (ce constat a été fait en septembre 2018 et n'est toujours pas traité).
Demande A4 : je vous demande de traiter sous deux mois tous les écarts sur les ancrages de matériels de ventilation remettant en cause la tenue au séisme de ces matériels. Vous me rendrez compte des remises en conformité réalisées et me transmettrez les modes de preuve associés.
Le CNPE considérait avoir terminé l'ensemble des contrôles des ancrages des matériels de ventilation sur DVI alors que cela n'était pas le cas. En effet, l'ASN a constaté par sondage, dans les locaux NE618 et NE619, que les ancrages des registres 1DVI008-010VA et 1DVI007-009VA (ce sont des équipements importants pour la sécurité - EIPS) n'ont pas été intégrés aux contrôles de conformité. Cet écart dénote que le recensement des matériels à contrôler n'a pas été exhaustif et mérite d'être réinterrogé. De plus, les inspecteurs ont relevé qu'il manquait une fixation sur l'ancrage au génie civil de 1DVI008VA (sachant que ce matériel n'a pas été contrôlé), situation qui est susceptible de remettre en cause la tenue au séisme Demande A5 : je vous demande de corriger l'écart sur l'ancrage au génie civil de 1DVI008VA. Vous procéderez également à une vérification des ancrages des registres DVI007/008/009/010VA pour l'ensemble des réacteurs du CNPE. Vous me transmettrez le résultat de vos investigations et des mises en conformité à réaliser. Demande A6 : je vous demande de réinterroger le périmètre de contrôle des matériels de ventilation EIPS que vous avez décliné depuis 2017 (tant sur le 1er périmètre que sur le 2nd) afin de vous assurer que tous les matériels concernés ont bien été contrôlés (car cela n'a pas été le cas tout au moins pour les registres DVI). Vous me transmettrez le résultat des contrôles complémentaires réalisés. Par ailleurs, dans le local K416 du réacteur n° 1, les inspecteurs ont constaté des non-conformités sur les ancrages des caissons de filtration 1ETY001FI et 1ETY001PI. Vos représentants ont indiqué que ces équipements n'ont pas été pris en compte dans le périmètre de contrôle des ancrages d'équipements de ventilation puisque ces caissons ETY sont classés IPS NC (importants pour la sûreté - non classés).
Toutefois, ces équipements ont un requis de tenue sismique (*a minima* au spectre DSD [demi-spectre de dimensionnement] selon vos notes internes). A ce titre, il convient que le CNPE procède aux mises en conformité des ancrages non conformes vus sur ces équipements.
Demande A7 : je vous demande de mettre en conformité sous deux mois les ancrages non conformes des caissons de filtration 1ETY001FI et 1ETY001PI (local K416), de sorte à garantir leur tenue au séisme. Vous procèderez, suivant ce même délai, à la vérification des ancrages de ces mêmes équipements présents sur les réacteurs n° 2, 3 et 4. Vous me transmettrez les modes de preuve de réalisation des mises en conformité réalisées.
## Ecarts Notables Vis-À-Vis De L'État De Conformité Matériel Attendu Pour Les Installations
L'article 2.5.1-II de l'arrêté INB dispose : « 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. » Lors des diverses inspections de chantiers menées sur l'arrêt du réacteur n° 1, les inspecteurs ont relevé de nombreux écarts sur du matériel EIPS. Ces écarts étaient susceptibles de remettre en cause la pérennité de la qualification de ces matériels aux contraintes auxquelles ils pourraient être soumis (ce qui inclut le séisme). Par exemple, les inspecteurs ont relevé (liste non exhaustive) que :
les éléments de fixation étaient sous implantés (filets non débouchants) dans la goujonnerie des brides d'aspiration et de refoulement de plusieurs pompes de sauvegarde ;
de nombreuses petites lignes ayant un requis de tenue au séisme (tuyauterie incendie dans les locaux diesels, tuyauterie raccordée à la pompe 1RRA001PO, tuyauterie faisant la liaison entre 1ASG001ZE et 1ASG006SN, …), ne disposaient pas des fixations requises ;
les éléments de fixation étaient sous implantés (filets non débouchants) sur plusieurs équipements
(réfrigérants…) associés aux motopompes de sauvegarde ASG ;
les électroaimants de certaines armoires pilotes de soupapes SEBIM étaient en interaction avec leur environnement. Par exemple, l'électroaimant du détecteur 1RCP020VP a été vu en contact avec une arrête métallique (même si le support lié à cette arrête était qualifié au séisme et après plusieurs échanges avec l'ASN, vous avez installé un manchon PVC sur le BOA de protection permettant, dans cette configuration, le maintien de son contact avec l'arrête métallique) ;
les dispositifs liés à l'instrumentation des niveaux du générateur de vapeur n° 1 (sphère de tranquillisation et petites lignes ARE), fixés sur le cerclage du GV et se trouvant sous le calorifuge, n'étaient pas correctement fixés (petites lignes laissées libres sans être fixées aux supports pourtant existants, supports des sphères partiellement fixés au GV : absence de vis, absence d'écrous ou non freinés suffisamment…).
Cet écart est notable puisqu'EDF avait remonté le calorifuge des GV sans avoir corrigé l'écart. Une inspection de l'ASN le 29 août 2019 a permis d'observer que des écarts persistaient sur les GV.
L'ensemble de ces constatations interroge sur la suffisance de vos contrôles pour vérifier la conformité matérielle de vos installations par rapport aux exigences définies de ces dernières portées par les plans de montage, de conception… Les constatations effectuées par les inspecteurs constituent des écarts à l'article supra de l'arrêté INB. Ces derniers ont, pour partie, été traités sur l'arrêt et ont fait l'objet de l'ouverture d'un PA CSTA. Dans tous les cas, il convient que le CNPE réalise davantage de vérification de la conformité de ses installations par rapport aux exigences définies pour chacun des matériels EIP. Demande A8 : je vous demande de renforcer votre organisation quant à la détection des écarts affectant le matériel EIP et susceptibles de remettre en cause leur qualification. Vous me préciserez les dispositions prises pour vous assurer que les exigences définies des matériels EIP, concourant à la pérennité de qualification de ces équipements, soient respectées
##
Conformité matérielle des diesels et respect des dispositions de montage des manchons compensateurs en élastomère pour les tuyauteries de refroidissement en eau HT et BT des diesels Lors des troisièmes visites décennales de 2018 du réacteur n° 2 de Cattenom et du réacteur n° 1 de Flamanville, il a été constaté que le montage de la boulonnerie de certains manchons compensateurs en élastomère (MCE)
des sources internes de puissance n'était pas conforme à la règle nationale de maintenance associée. Celle-ci prescrit notamment le montage des têtes de vis vers l'intérieur, côté soufflet en élastomère. Dans le cas contraire, la tête de vis ne doit pas dépasser de plus de 3 à 5 mm de l'écrou pour ne pas risquer d'endommager le soufflet. L'article 2.2.2.I de l'arrêté en référence INB prescrit que *« l'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une* surveillance lui permettant de s'assurer […] que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ».
L'article 2.5.1.II de ce même arrêté dispose que « les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celle-ci est nécessaire. »
7 En conséquence, la règle nationale de maintenance (RNM) des manchons compensateurs en élastomères MCE
(référencée RNM-TPAL-AM450-09 indice 2 du 29 avril 2016) demande à ce que le montage de ces équipements soit effectué *« en positionnant tous les boulons têtes de vis côté du soufflet en élastomère. En cas d'impossibilité (manque d'espace* entre les contres brides et le soufflet), les vis peuvent être montées tête de vis à l'extérieur. Il faut alors prendre les dispositions pour s'assurer que les extrémités filetées ne dépassent pas l'écrou de plus de 3 à 5 mm afin qu'il n'y ait pas de risque de contact entre les extrémités filetées et l'onde en élastomère quel que soit l'état du système installé. Ce montage doit rester exceptionnel ».
Lors du contrôle du chantier lié à la visite 20 cycles des auxiliaires du diesel 1LHP, vos représentants ont indiqué que l'ensemble des MCE (de type DILATOFLEX) a été remplacé. Dans ce cadre, les inspecteurs ont procédé à la vérification du respect des exigences de montage de ces matériels (rappelées ci-dessus). D'une part, les inspecteurs ont constaté que le montage des MCE a été fait intégralement en positionnant tous les boulons têtes de vis à l'extérieur alors que pour bon nombre de MCE, il était possible d'avoir recours au montage inverse sans risque d'altération du soufflet en élastomère par les filets des vis. EDF n'a pas été en mesure de justifier cette stratégie de montage. D'autre part, la plupart des vis dont les têtes étaient montées ne respectait pas la cote requise. Par exemple pour les MCE suivants :
1LHP222JD, 204 et 215 JD, les filets ressortaient de plus de 7 mm des écrous ;
1LHP215JD, les filets des vis touchaient directement l'onde en élastomère de ce MCE.
L'ASN considère qu'EDF aurait dû détecter le non-respect des préconisations fixées dans la RNM. Les inspecteurs vous ont précisé que ces écarts devaient être résorbés avant le redémarrage du réacteur n° 1 à l'arrêt. Par courrier électronique du 15 juillet 2019, vous avez indiqué que « suite à analyse et nouveau contrôle de l'ensemble des MCE, [le CNPE] a considéré que le montage des MCE du diesel 1LHP201GE lié à la visite 20C des auxiliaires devait être repris. Cette activité a été réalisée sous OT 3020139 et conforme à la RNM ». L'ASN considère que cet écart est significatif dans la mesure où la conformité matérielle des diesels de tranche devait être acquise, pour le 30 juin 2019, pour répondre aux exigences de la décision ASN n° 2019-DC-0662 (décision actant le report de l'échéance initiale de la mise en exploitation des diesels d'ultime secours).
EDF a décliné les exigences de cette décision en définissant des contrôles à réaliser dans le cadre de l'examen conformité des groupes électrogènes diesel (cf. courrier de l'UNIE D40081011180463 indice 1 du 27 février 2019). Dans ces contrôles, la conformité des manchons compensateurs en élastomère était à vérifier.
Le 18 septembre 2019, les inspecteurs ont réalisé une visite exhaustive de la conformité des MCE sur les diesels voie A et voie B du réacteur n° 1. Si la majeure partie des écarts vus début juillet 2019 a été corrigée, les inspecteurs ont constaté que les filets de plusieurs vis étaient très proches de l'onde en élastomère du manchon 1LHQ219JD (manchon difficilement accessible). Ce nouveau constat tend à montrer que vos vérifications n'ont pas été exhaustives. Demande A9 : concernant le respect des prescriptions de montage des MCE, je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin d'assurer la pérennité de la qualification des diesels. Dans ce cadre, vous procéderez à une revue de l'ensemble des MCE des tuyauteries HT et BT des autres diesels du CNPE pour vous assurer que les exigences de montage sont bien respectées.
Dans la négative, vous procèderez, dans les meilleurs délais, aux mises en conformité qui s'imposent.
Par ailleurs, lors de leurs différents contrôles, les inspecteurs ont relevé de nombreux écarts sur les diesels que vous n'aviez pas identifiés, notamment dans le cadre de l'examen de conformité effectué pour répondre aux dispositions de la décision ASN n° 2019-DC-0662. En effet (et à titre non exhaustif), les inspecteurs ont constaté :
plusieurs non-conformités sur les fixations du cadre métallique des moto-ventilateurs, au niveau des ancrages sur la partie basse, remettant en cause leur tenue au séisme ont été observées par l'ASN ;
que la porte de l'armoire de contrôle-commande 1LHP003AR n'était pas pourvue des systèmes attendus pour garantir son maintien en position fermée sous séisme ;
que plusieurs supports de tuyauteries des lignes HT/BT du diesel 1LHQ étaient fortement dégradés et corrodés ;
qu'*a minima* un dispositif de maintien d'une tuyauterie HT/BT (à son support fixe) du diesel 1LHQ était absent ;
que plusieurs dispositifs de maintien des tuyauteries incendie à leurs supports fixes dans les locaux diesels étaient absents ;
que l'ensemble des contrôles et investigations sur les tirants d'ancrage précontraints des groupes diesels dans leur massif n'a pas été réalisé de manière exhaustive pour répondre à l'examen de conformité supra alors que le CNPE a attesté de la conformité de ces matériels au travers de la fiche MTE 2019-065 indice 1 du 25 septembre 2019. En effet, o pour les tirants vus corrodés, aucune prise d'empreinte n'a été réalisée systématiquement et l'ensemble a été remonté en l'état sans l'avis requis de vos services centraux compétents ;
o pour les tirants bloqués dans du produit de calage de type mortier, aucun contrôle d'humidité ne semble avoir été réalisé pour les tirants des groupes alternateurs 1LHP/LHQ401GA.
Bien que la majeure partie de ces écarts ait fait l'objet d'une correction sur l'arrêt du réacteur n° 1, il n'en demeure pas moins que ces derniers n'ont pas été identifiés par EDF. Demande A10 : je vous demande de justifier que les écarts précités n'ont pas remis en cause la qualification et la capacité des diesels à assurer leurs fonctions. Vous me transmettrez votre analyse détaillée. A l'issue, vous vos positionnerez sur la déclaration d'un événement significatif pour la sûreté.
## Conformité Aux Plans Et Maîtrise Du Risque D'Inondation Interne Dans Les Galeries Sec En Tranche 1
Le chapitre VI de l'arrêté INB traite des exigences réglementaires relatives à la détection, à la caractérisation et au traitement des écarts. Les inspecteurs ont souhaité réaliser un contrôle de la conformité des supports des tuyauteries SEC présentes dans les galeries par rapport aux exigences des plans de conception et de montage. Les inspecteurs ont réalisé un contrôle en se basant sur les informations présentées dans la fiche de position MSR n° 2017-55 indice 1 qui précise, pour chaque support de tuyauterie contrôlé en 2017, les éléments de fixation attendus et ceux observés.
De ce contrôle par sondage, les inspecteurs ont constaté que :
les conclusions du CNPE pour plusieurs supports n'étaient pas en adéquation avec la réalité du terrain.
Par exemple, les inspecteurs ont constaté qu'il manquait des contre-écrous aux dispositions du support DA5545 ;
plusieurs constats (présence de fleurs de rouille sur des platines soudées…), observés en 2017, n'avaient pas été corrigés alors que le CNPE avait indiqué que les actions correctives avaient été mises en œuvre.
Les constats précités ne permettent pas de satisfaire à plusieurs dispositions de l'arrêté INB en matière d'identification, de caractérisation et de correction des écarts. Demande A11 : je vous demande de remédier aux écarts observés par les inspecteurs et de réaliser, pour l'ensemble des galeries SEC du CNPE, une revue exhaustive pour vous assurer de la conformité de vos installations dans les galeries SEC par rapport aux plans en vigueur de conception et de montage des supports / ancrages de tuyauteries. Vous me rendrez compte des écarts observés et vous me proposerez le cas échéant, un programme de résorption assorti d'échéance raisonnable ou une justification détaillée du maintien en l'état. L'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 stipule : « *L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance* lui permettant de s'assurer […] que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ». L'article 2.5.3 de l'arrêté précité dispose : « Chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique. […] Les personnes réalisant le contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accomplie. » L'examen des dossiers de suivi d'intervention (DSI) et des gammes de maintenance associées, a permis de mettre en évidence les points qui suivent.
De manière générale, l'ensemble des intervenants présents sur un chantier ne sont pas toujours identifiés en première page des DSI.
Pour le chantier relatif à la prise de cote des bouchons radio démontables sur la ligne 1VVP003TY, le contrôle technique de l'activité a été réalisé par la même personne ayant effectué l'intervention. Ceci constitue un écart aux dispositions de l'article 2.5.3 précité.
Pour le chantier relatif à la visite 20 cycles des auxiliaires du diesel 1LHP, les attendus sur le serrage final à appliquer une fois que les MCE ont été remontés ne sont pas clairs et malgré cela, tout a été soldé conforme. En effet, l'évaluation du serrage se fait d'une part en fonction du diamètre nominal (DN) du MCE installé et d'autre part, en se positionnant par rapport au serrage minimal de 12 daN.m demandé par la gamme de montage (D0900160000295 indice 3). EDF a conclu au respect de ce dernier couple de serrage pour l'ensemble des MCE remplacés alors que des couples de serrage à 9,6 daN.m ont été appliqués pour des MCE ayant un DN compris entre 65 et 100 mm.
Pour le chantier relatif à la visite 30 cycles de la pompe de test 9RIS011PO, il a été constaté :
o que plusieurs phases du DSI n'ont pas été réalisées dans l'ordre chronologique alors que le DSI ne précise pas explicitement que certaines phases peuvent être flottantes ;
o que le point d'arrêt en lien avec le contrôle du bon nettoyage externe de l'aéroréfrigérant 14AE a été levé le 2 juillet alors que l'activité associée était en cours (activité finalisée le 3 juillet) ;
o le 3 juillet 2019, que le contrôle technique, exigé par les articles 2.5.3 et 2.5.4 de l'arrêté INB, de la phase n° 50 du DSI (*«vérification des diamètres de perçage des demi brides rep 238 »* effectuée lors du montage du bloc dans l'atelier froid le 27 juin 2019) n'a pas été réalisé (absence de visa apposé sur la ligne ad hoc du DSI). Vos représentants ont bien confirmé le 30 août 2019 que ce contrôle technique aurait dû être tracé en temps réel ;
o le 3 juillet 2019, que l'intervenant et le contrôleur technique avaient validé, le 2 juillet 2019, la phase 410 du DSI *(« remplacement du bloc de distribution hydraulique 1501 pré-équipé en atelier froid - serrage au couple* à appliquer 24 N.m ») alors que le serrage du bloc hydraulique ne pouvait être réalisé du fait d'un doute sur le couple réellement à appliquer (en effet, le couple prescrit de 24 N.m des gammes opératoires n'était pas précisé sur le plan de montage du bloc hydraulique de la pompe). Cette phase du DSI aurait dû être validée (par l'intervenant et le contrôleur technique) une fois le serrage réalisé au couple attendu.
Aucune correction de la documentation n'a été réalisée *a posteriori* pour mettre en cohérence les dates
(compte tenu notamment que le serrage effectif du bloc hydraulique a été réalisé le 4 juillet) ;
o que le DSI finalisé (ensemble des phases de l'activité renseignées et visées) avait été corrigé *a posteriori* concernant les deux écarts qualité précités. Dans le 1er cas, un contrôle technique a été signé à la phase 50 alors qu'il n'était pas possible d'effectuer cette vérification complémentaire puisque le bloc hydraulique est arrivé en zone contrôlée pré-monté à l'atelier froid. Dans le second cas, le DSI ne donne aucune justification technique sur l'acceptabilité du couple de 24 N.m finalement retenu par la société prestataire. Le représentant d'EDF, en charge de l'analyse 1er niveau, n'était pas au courant des interrogations que le prestataire avait formulées sur ce critère de serrage compte tenu de l'absence de traçabilité dans le dossier final ;
o que dans le rapport de fin d'intervention à la partie concernant les pièces de rechange utilisées pour ce chantier, des pièces étaient destinées à des pompes de test pour le 1300 MWe et non pour celles du 900 MWe et certaines autres (joint torique bague R6 et manomètres à monter) ont été montées alors que les dates de validité étaient dépassées. Par courriel du 30 août 2019, vous avez apporté des justifications à ces situations les rendant acceptables ; il n'en demeure pas moins que les écarts sur la validité d'un matériel et de destination du matériel auraient dû être identifiés par EDF lors de la préparation de l'activité et in fine lors de l'analyse 1er niveau réalisée *a posteriori.* Or, cela n'a pas été le cas puisque ces derniers ont été identifiés par l'ASN.
Ce n'est pas la première fois que l'ASN constate des écarts qualité significatifs, en ce qui concerne la bonne réalisation de contrôles techniques et/ou d'actions de surveillance ayant pourtant un caractère réglementaire.
Pour le chantier relatif à la modification des têtes des soupapes SEBIM du pressuriseur (PNPP1595), il a été constaté :
o que le dossier de suivi d'intervention (DSI) n'a pas été renseigné en temps réel par l'entreprise en charge de la modification, ce qui constitue un écart qualité notable. Par exemple, le DSI indique que la dépose de la tête de la soupape SEBIM RCP017VP a été effectuée le 23 juillet alors que cela a été fait réellement le 16 juillet. Les inspecteurs vous ont rappelé la nécessité que le remplissage des DSI se fasse au fil de l'eau afin de respecter les règles élémentaires d'assurance qualité ;
o que la levée du point d'arrêt de la phase 80 *« dépose de l'ancienne tête de soupape SEBIM »* de 1RCP020VP
n'a pas été tracée dans le DSI associé ;
o que le point d'arrêt relatif à l'identification de la soupape et du capteur de la RCP020VP n'a pas été levé au moment de l'activité. En effet, il a été levé le 9 août pour une activité ayant été réalisée le 6 août ;
o qu'aucun point d'arrêt concernant la vérification du calcul du calage sur soupape d'isolement
(1RCP017VP) n'avait été identifié dans le DSI relatif à la fiabilisation de l'ouverture commandée des SEBIM. Les inspecteurs vous ont rappelé que la note d'études D455618092207 indice C de mars 2019 liste les opérations de surveillance à réaliser dans le cadre du déploiement de la modification PNP1595. En outre, cette note spécifiait : « Il est demandé à la personne habilitée SEBIM d'apposer … des points d'arrêts aux phases suivantes du DSI de l'activité : […] -calcul du calage sur soupape d'isolement » ;
o que pour les deux cas précités, vous avez été en mesure de justifier *a posteriori* qu'une surveillance a bien été réalisée au titre du programme de surveillance établi pour l'activité mais sans traçabilité en temps réel dans les DSI. De plus par courriel du 14 août, vous avez précisé que *« la phase 80 du DSI n'a pas été* remplie en temps réel par la société WEIR ». Les inspecteurs vous ont précisé le caractère inacceptable de cette situation dans la mesure où chaque phase du DSI doit être renseignée en temps réel avant de passer à la suivante (sauf si le DSI autorise des phases « flottantes ») ;
o que le procès-verbal de contrôles dimensionnels des sous-ensembles de la SEBIM RCP017VP ne donnait aucune information aux items « couple de serrage de l'écrou Rep 1059 » et « nombre de tour de l'écrou Rep 1059 » alors que ces informations sont essentielles pour procéder à un montage de ces équipements dans les règles de l'art. Après positionnement technique auprès du prestataire, il s'avère qu'il s'agit uniquement d'un écart qualité considérant que *« sur les soupapes d'isolement […] le nombre de tours de serrage* est très faible (<2 tours) et que le couple correspondant est trop faible pour être mesuré ». Cet écart n'a pas été détecté par EDF qui aurait dû s'interroger dès la phase de préparation de l'activité ;
o que l'activité de requalification (après remplacement du tandem des soupapes SEBIM du pressuriseur)
n'avait pas donné lieu, dans la PEE 304, à l'identification d'un contrôle technique visant à s'assurer que l'outillage utilisé pour effectuer les essais de manœuvrabilité des soupapes est bien adéquat. Toutefois, par courriel du 3 septembre 2019, vous avez indiqué que « l'équipe commune contrôlera lors de la prochaine réalisation de la modification, la bonne mise en place de ce contrôle technique » ;
o que le CNPE n'a pas été en mesure de justifier pleinement que les surveillants EDF de l'activité de remplacement du tandem des soupapes SEBIM étaient bien qualifiés et habilités SEBIM (c'est-à-dire qu'ils doivent suivre un cursus de formation bien précis) conformément aux prescriptions de la note d'étude nationale référencée D455618092207 indice C de mars 2019. En effet, pour les surveillants de l'activité, il a été relevé qu'un compagnonnage SEBIM devait être réalisé sur les arrêts 2017 et 2018 et que ce compagnonnage constituait également un prérequis à l'habilitation SEBIM. Or, vous n'avez pas été en mesure de justifier de sa réalisation effective pour chacun des surveillants.
Pour le chantier relatif à la visite interne de la soupape 1VVP001VV, il a été constaté qu'à la phase 220 du DSI *« Réaliser un contrôle par ressuage des pistes stellitées »,* il est précisé que cette étape doit être signée par un chargé d'affaires END avant de passer aux phases suivantes de l'activité. Il s'avère en réalité que le point d'arrêt a été levé alors que les phases suivantes de remontage de l'organe ont été poursuivies ;
Pour le chantier relatif au remplacement des capteurs de pression TEP003-005SP, il a été relevé que la phase 170 *« mettre les joints ne place et serrer au couple la ligne d'instrumentation ainsi que son adaptateur »* du DSI
renseigné avait été visée le 23 juillet 2019 alors que l'ensemble des actions n'avait pas été réalisé. En effet, il est mentionné manuscritement que *« le serrage sera à effectuer pendant essai EDF ».* Le contrôle technique de la phase 170 a été levé le même jour alors que l'ensemble des actions à réaliser ne l'avait pas été.
Demande A12 : je vous demande de définir des actions concrètes et de les mettre en œuvre afin d'obtenir une gestion plus rigoureuse des dossiers de suivi d'intervention complétés par vos prestataires. Vous préciserez les dispositions prises pour que la surveillance des intervenants extérieurs soit correctement réalisée selon les modalités de surveillance que vous avez définies. Vous me tiendrez informé des actions menées en ce sens.
Demande A13 : je vous demande de procéder à une analyse complète des constats observés par les inspecteurs sur l'intervention menée sur la pompe de test 9RIS011PO. Dans ce cadre, vous me justifierez que le couple de serrage appliqué au bloc de distribution hydraulique, lors de cette maintenance, permet bien de garantir que la qualification aux conditions accidentelles de la pompe de test n'est pas remise en cause. Vous me fournirez le positionnement du fabricant.
## Liste Et Identification Des Dab De Tuyauteries
Le PBMP n° AM400-03 indice 2 demande que *« l'établissement d'une liste exhaustive et exact des DAB installés sur les* tuyauteries CPP et CSP pour chaque tranche relève d'une nécessaire appropriation locale ». Lors de l'inspection du 29 août 2019, les inspecteurs ont souhaité connaître la liste des DAB établie par le site pour la tranche 1. L'examen de la liste présentée a permis de mettre en exergue plusieurs constats démontrant que cette dernière n'est pas tenue à jour de manière régulière :
Les DAB RCP (générateurs de vapeur et pressuriseur) n'y sont pas indiqués.
Sur l'arrêt du réacteur n° 1 de 2019, 10 DAB ARE (alimentation normale en eau des générateurs de vapeur)
ont été remplacés. Sur les documents opératoires, il est indiqué que les anciens DAB étaient de marque PACIFIC et que les nouveaux installés sont des LISEGA de 2nde génération. Or sur la liste des DAB (qui n'a pas été mise à jour encore suite à ce remplacement récent), il est précisé que les DAB ARE sont de marque LISEGA. Cette situation tend à montrer que la liste des DAB comporte des informations erronées. Il convient de mettre à jour si besoin les références des marques de tous les DAB puisque selon le type de DAB et son fabricant, les exigences du PBMP ne sont pas les mêmes ;
des remplacements et/ou des expertises doivent être réalisés selon des périodicités précisées dans le PBMP
supra, notamment l'examen des joints au bout de 20 ans pour les DAB LISEGA ou QUIRI. Des informations précisant la date de remplacement réalisée ou à venir des DAB figurent dans la liste des DAB de la tranche. Toutefois, les dates de remplacement n'ont pas été mises à jour. A titre d'exemples sur plusieurs DAB VVP (vapeur vive principale), il est fait uniquement référence à des ordres de travail. Dans chaque cas examiné sous le SDIN/EAM ces ordres de travail étaient clôturés et le remplacement du DAB
effectué sans que cela ne soit tracé au fil de l'eau dans la liste des DAB. Il convient de procéder à des mises à jour régulières des informations figurant dans ladite liste.
Demande A14 : je vous demande de procéder à une mise à jour de la liste des DAB des tuyauteries CPP/CSP pour tenir compte des constats effectués ci-dessus. Cet exercice doit être réalisé pour les DAB des 4 tranches du CNPE. Vous me préciserez les modifications réalisées dans ce cadre. Par décision CODEP-OLS-2019-028992 du 28 juin 2019, l'ASN a autorisé le CNPE à déroger temporairement aux spécifications techniques d'exploitation (STE) pour permettre de rendre indisponible la pompe de test 9RIS011PO sur le réacteur n° 2 (en puissance) pendant la réalisation de travaux et d'essais sur cette pompe lors de l'arrêt du réacteur n° 1.
Cette demande de modification temporaire (DMT) des STE spécifiait « [qu'] une activité de maintenance corrective est planifiée sur des pistons d'équilibrage de 9RIS011PO sur lesquels une fuite goutte à goutte a été détectée, mais ne remettant pas en doute la capacité du matériel à assurer sa fonction ». Or, lors de la consultation du dossier de suivi d'intervention de la visite 30 cycles de la pompe de test et après échanges avec le prestataire en charge de l'activité ainsi que vos représentants, il a été indiqué qu'aucune activité n'avait été réalisée sur l'arrêt pour remédier aux fuites goutte à goutte observées tranche en marche.
Ceci a d'ailleurs été confirmé lors d'une inspection réalisée le 18 septembre 2019 où les inspecteurs ont constaté une présence significative d'eau dans les rétentions situées sous la pompe de test ainsi que la présence de bore sec au niveau de chacun des pistons. Un goutte à goutte a également été observé. Demande A15 : je vous demande de programmer, au plus tard lors de l'arrêt du réacteur n° 2 en 2020, la réalisation de l'activité de réglage des pistons de la pompe de test 9RIS011PO afin de limiter autant que possible les fuites goutte à goutte observées.
## Gestion Du Risque Fme (Foreign Material Exclusion)
Lors de leurs contrôles sur l'arrêt du réacteur n° 1, les inspecteurs ont effectué les constats suivants :
au niveau +20m du BR, le gardien FME n'est pas systématiquement vigilant au fait que les intervenants portent bien les protections FME ad hoc (par exemple, le cordon pour les lunettes) ;
pour les chantiers en lien avec la modification PNPP1595 « Remplacement des têtes des soupapes SEBIM » et l'épreuve hydraulique du circuit RRA (refroidissement du réacteur à l'arrêt), il a été relevé l'utilisation de tarlatane pour limiter l'introduction de corps étrangers dans le primaire pour plusieurs parties d'équipements déconnectées. La tarlatane ne constitue pas un dispositif réglementaire pour la maîtrise du FME. Les intervenants auraient dû se munir de capuchons FME ad hoc ;
aucune protection physique FME n'avait été mise sur les lignes de reprise de fuite du détecteur pilote 1RCP017AR déconnectées pour maintenance sur l'arrêt. Le même constat a été fait sur les lignes de petits diamètres liées aux vannes 1RRA002 et 003VP qui avaient été déconnectées pour la réalisation de l'épreuve hydraulique du RRA prévue sur l'arrêt. Pour ces cas de figure, les règles de l'art en matière de maîtrise du risque FME n'ont pas été appliquées ;
lors de l'épreuve hydraulique de la boucle n° 1 des CSP le 14 août 2019, les inspecteurs ont souhaité se rendre au niveau +34m où se trouve le dôme du générateur de vapeur n° 1. Généralement, cette zone est considérée comme une zone FME compte tenu qu'à ce niveau on surplombe la piscine du bâtiment réacteur (de plus, le jour de l'inspection le faux couvercle avait été retiré pour permettre le remplissage du circuit primaire). Toutefois, le gardien FME, situé au niveau +20m du bâtiment réacteur, a indiqué, à tort, que cette zone n'était plus classée à risque FME. Ce constat interroge de nouveau sur la connaissance des gardiens des zones à risque FME au niveau de la dalle +20m (en dehors de la seule zone balisée autour de la piscine BR).
Demande A16 : je vous demande de définir les parades adéquates de sorte à éviter le renouvellement des écarts précités. La tenue d'un équipement, à diverses contraintes (mécaniques, sismiques, vibratoires…) est assurée par des supportages / ancrages. Le dimensionnement attendu pour ces supportages / ancrages ainsi que les éléments de fixation associés est défini au travers de notes d'études, de plans… Les caractéristiques portées par ces documents constituent des exigences définies au sens de l'arrêté INB
(notamment son article 2.5.6) auxquelles doivent satisfaire l'ensemble des supportages / ancrages liés à des matériels EIPS. En outre, toute adaptation aux plans, aux notes d'études… doit être tracée et justifiée dans l'attente de faire évoluer cette documentation. Lors des inspections de chantiers menées sur l'arrêt du réacteur n° 1, les inspecteurs ont relevé plusieurs situations d'écarts matériels qui doivent conduire EDF à faire évoluer les plans de ces matériels. En effet :
plusieurs supports / ancrages de tuyauteries SEC, présents dans les galeries, ne sont pas conformes aux plans applicables pour ces matériels (même si pour la plupart, des fixations surdimensionnées par rapport aux plans applicables ont été constatées) ;
plusieurs mises en conformité ont été réalisées sur la charpente métallique des vannes du carré d'as pour assurer sa tenue au séisme. Toutefois, ces mises en conformité ne sont pas totalement en adéquation avec le plan du palier CPY ;
le plan de montage du bloc de distribution hydraulique de la pompe de test RIS011PO ne précise pas le couple de serrage à appliquer pour fixer ce bloc au châssis de la pompe ;
sur l'arrêt du réacteur n°1 de 2019, vous avez procédé à des renforcements, par clamage, des ancrages situés au niveau des pieds du châssis des ventilateurs 1LHP/Q523/524/525/526ZV. Or sur les plans tels que construits, ces renforcements n'y sont pas indiqués.
Demande A17 : je vous demande de procéder à la mise à jour des plans des tuyauteries SEC en galeries, de la charpente métallique des vannes du carré d'as ainsi que des plans des renforcements réalisés sur les ancrages des pieds des châssis des ventilateurs LHP/LHQ pour tenir compte des spécificités locales. Vous procèderez également à la mise à jour du plan de montage du bloc de distribution hydraulique de la pompe de test pour préciser le couple de serrage à appliquer pour fixer cet élément. De manière générale, les inspecteurs relèvent qu'il n'existe pas de plans de récolement pour plusieurs modifications matérielles intégrées. Demande A18 : je vous demande de systématiser la réalisation d'un plan de récolement suite à l'intégration de modifications matérielles. Une évolution de votre organisation semble nécessaire.
Vous prévoirez de réaliser en 2020 un contrôle sur un échantillon de modifications (nationales, locales, obsolescence) de la bonne mise à jour des plans suite aux modifications réalisées.
## Ecarts Divers
Les inspecteurs ont fait les constats suivants :
dans le local des pompes 1SEC de la voie B, présence d'eau en quantité significative au sol, susceptible de corroder davantage la platine métallique du supportage DA5289 de la tuyauterie de refoulement de la pompe 1SEC004PO ;
dans les galeries techniques, présence d'eau en quantité significative au sol sans que son origine n'ait pu être précisée. Ce type de constat avait déjà été fait lors de l'arrêt du réacteur n° 3 en 2018 ;
au niveau +20 du BR, présence de containers métalliques de chantier situés à proximité immédiate du capteur de température 1ETY101MT qui est un capteur important pour la sûreté et qualifié K1. Aucune précaution particulière n'a été prise dans le cadre de la démarche « séisme-évènement » pour limiter l'agression de ce capteur par un mouvement de ces containers ;
il a été relevé que les bouchons utilisés pour les tests de mesure de débit sur de nombreuses gaines de ventilation ne sont pas systématiquement en place alors qu'en local, il est affiché « Impératif : remettre les bouchons en place après chaque utilisation des prises de tests ». L'absence de bouchons a été constatée sur plusieurs gaines de ventilation dont celles raccordées aux registres DVN251VA, DVW017VA, DVN352VA…. Ce type d'écart est susceptible d'induire des pertes de débit dans les conduites de ventilation. Il est nécessaire que le CNPE procède à une vérification exhaustive de ses installations et procède aux mises en conformité qui s'imposent.
Demande A19 : je vous demande de caractériser ces constats et de les corriger ou de me justifier leur maintien en l'état. Vous me rendrez compte des actions mises en œuvre en ce sens.
## Ecarts En Lien Avec La Radioprotection
Lors des diverses inspections de chantiers menées sur l'arrêt du réacteur n° 1, les inspecteurs ont relevé de nombreux écarts en matière de radioprotection. Les principaux écarts relevés sont listés ci-dessous.
Lors de l'entreposage de la machine de serrage et de desserrage des goujons du couvercle (MSDG) au niveau +20m du BR, aucun balisage n'avait été mis en place autour de cette dernière pour limiter le risque de contamination radiologique des intervenants circulant à proximité de ce matériel. Cet écart est révélateur du non-respect de l'engagement suivant - *« la pratique de mise en place d'un balisage à enrouleur a été expérimentée* sur la tranche 3 [en 2018] afin de délimiter un périmètre autour de la MSDG. Cette pratique sera pérennisée sur les arrêts futurs » - pris par le CNPE à l'issue des inspections de chantiers menées sur le réacteur n° 1 en 2018.
Lors de la réalisation de cartographies radioprotection (RP) à la demande de l'ASN, il a été relevé que vos représentants omettaient d'effectuer des mesures de contamination dans les caniveaux des locaux à cartographier. Des sensibilisations doivent être réalisées pour rappeler cette règle aux personnels en charge de la réalisation des cartographies RP.
De manière générale, pour plusieurs locaux du magasin chaud des outillages contaminés (MOC), il a été relevé que les affichettes indiquant la catégorie du niveau de contamination de chaque local
(Np, N1 notamment) n'étaient pas en adéquation avec le niveau de contamination mesuré lors de la dernière cartographie réglementaire du 11 juillet 2019. A titre d'exemple pour le local A105, une affichette indiquait que le local était Np (c'est-à-dire que la contamination surfacique est normalement inférieure à 0,4 Bq/cm²) alors que le niveau de contamination mesuré le 11 juillet était de 4,5 Bq/cm². Ce niveau de contamination aurait dû conduire à un classement du local en propreté radiologique de classe N2
(supérieure à 4 Bq/cm²).
De plus, les inspecteurs ont relevé que pour accéder à chacun de ces locaux, aucun saut de zone (pas de MIP10, de servantes de surchaussures, de poubelles…) n'était présent. Au regard de ces écarts notables, l'ASN vous a fortement encouragé à revoir les dispositions de gestion des locaux du MOC en matière de radioprotection.
Lors de la visite du MOC, les inspecteurs ont relevé que le revêtement de sol de la zone DI82 était constitué d'une simple bâche et non d'un revêtement en dur directement appliqué sur le béton du sol (ce qui est généralement observé). L'ASN s'interroge sur le réel caractère décontaminable de cette bâche qui semblait au demeurant perméable.
En sortie de plusieurs chantiers et/ou locaux (visite complète de la pompe 1EAS001PO, local des vannes du carré d'as, activité de remplacement des soupapes SEBIM du pressuriseur…), les sondes de type MIP10 étaient soient non fonctionnelles soient absentes. Ce type d'écart est régulièrement observé sans que les actions mises en œuvre ne permettent d'observer des améliorations, et cela parfois sur des chantiers à risque de contamination élevée. Ces anomalies ont été corrigées par l'exploitant.
Lors de la visite interne du robinet 1RCV007VP (au niveau -3,5m du BR), plusieurs intervenants ont déclenché sur un portique C2. Pour remédier aux contaminations observées, un assainissement du local a été réalisé pour réduire la contamination surfacique qui avait été alors mesurée à 650 Bq/cm². Après investigations, il s'avère que les déclenchements de portiques C2 ont pour origine des mauvaises pratiques en matière de radioprotection (absence de port de protection respiratoire par tous les intervenants, mauvaise disposition du déprimogène…). Ce type d'écart est régulièrement observé sur le CNPE.
Pour différentes activités nécessitant l'ouverture du circuit primaire (visites internes de robinets 1RRA014VP, 1RRA015VP, remplacement du tandem 1RCP017/020VP…), les RTR ne listent aucune parade permettant d'assurer le confinement dynamique (déprimogène ou recours à la machine de mise en dépression du circuit primaire MEDCP) alors que ces parades sont nécessairement déployées sur ces chantiers.
## Demande A20 : Je Vous Demande De Corriger L'Ensemble Des Écarts Observés Par Les Inspecteurs. Vous Préciserez Les Actions Préventives Que Vous Réaliserez Pour Éviter Leur Renouvellement Sur Les Prochains Arrêts De Tranche.
Par ailleurs, en réponse aux inspections de chantier menées lors de l'arrêt du réacteur n° 1 en 2018, vous aviez pris l'engagement de l'action suivante A-13725 « Etudier la possibilité de rendre plus robuste l'identification des points chauds pour éviter les déplacements inappropriés tout en limitant la prise de dose des intervenants » dont l'échéance était fixée au 30 juillet 2019. Lors de l'inspection du 1er août 2019, la fiche action a été consultée et a permis de constater que le CNPE était favorable au déploiement d'étiquetage sonore et clignotant sur les points chauds identifiés comme prioritaires et sensibles. Toutefois, au jour de l'inspection, aucune échéance n'a pu être précisée quant au déploiement de ces dispositifs pour signaler les points chauds de manière plus opérationnelle que les pancartes actuellement utilisées.
Il convient que le CNPE avance davantage sur cette thématique au regard notamment du gain en termes de dosimétrie que pourrait avoir la mise en place de ces dispositifs vis-à-vis des intervenants. Demande A21 : je vous demande de définir une échéance raisonnable pour le déploiement des dispositifs sonores et visuels signalant les points chauds du CNPE identifiés comme sensibles et prioritaires.
## Epreuve Hydraulique (Eh) Des Circuits Secondaires Principaux (Csp)
Le 14 août 2019, l'ASN a réalisé une supervision de l'organisme habilité en charge de la réalisation de l'épreuve hydraulique de la boucle n° 1 des CSP du réacteur n° 1. A cette occasion, les inspecteurs ont relevé de nombreux écarts qui sont détaillés ci-dessous. La RNM en vigueur prévoit que l'exploitant doit fournir pour l'épreuve *« un dossier opérationnel qui comporte a* minima la procédure […] qui doit décrire de manière détaillée les modalités de l'épreuve ».
Ainsi, le CNPE a produit une note technique de suivi de la requalification de la boucle n° 1 référencée D5140/NT/19.054 indice a et datée du 13 août 2019. Ce document permet d'identifier et de localiser les différents points à contrôler pendant la requalification du CSP (les soudures et des bouchons radio à vérifier y sont détaillés ainsi que sur les plans isométriques des lignes de la boucle). Ce document a été établi spécifiquement pour la boucle n° 1 des CSP du réacteur n° 1 du CNPE de Dampierre.
Ce document a été revu au plus près de l'épreuve pour tenir compte des constats réalisés lors des pré-visites.
Or, lors de leur contrôle, les inspecteurs ont relevé que cette note technique n'était pas adaptée et comportait de nombreuses erreurs entre les soudures / bouchons radio réellement observés sur le terrain et ceux indiqués sur la note technique supra. A titre d'exemples non exhaustifs :
des soudures ont été constatées sur le terrain sans que ces dernières ne soient retranscrites dans la note supra (cela est le cas des soudures A69A et A69B présentes sur la tuyauterie VVP ext BR) ;
plusieurs soudures sont bien présentes sur le terrain et dans la liste des soudures à contrôler figurant dans la note technique suscitée mais ne figurent pas sur les plans isométriques des lignes à contrôler (cela est le cas de la soudure longitudinale coude ½ coquille sur la tuyauterie VVP ext BR) ;
des soudures sont spécifiées dans la liste à contrôler mais il s'avère qu'elles n'existent pas sur la tuyauterie à l'emplacement indiqué sur le plan isométrique (cela est le cas pour la soudure M800 sur la ligne VVP ext BR).
Dans le cas présent, les inspecteurs de l'ASN considèrent que les vérifications préalables n'ont pas été faites avec suffisamment de rigueur pour piéger ces écarts documentaires.
Demande A22 : je vous demande de vous assurer que les documents opérationnels d'épreuve hydraulique, que vous êtes tenu de vérifier lors des pré-visites, fassent l'objet d'un examen approfondi par vos soins pour confronter les informations qui y sont consignées avec la réalité du terrain.
En cas d'anomalies détectées, je vous demande de faire en sorte que la révision de ces documents constitue un préalable à la réalisation de l'épreuve hydraulique, l'objectif étant de disposer d'une documentation opérationnelle en accord avec l'état réel des installations à éprouver. En amont de l'épreuve hydraulique de la boucle n° 1, vous avez transmis une note technique synthétisant tous les examens non destructifs réalisés. En outre, au contrôle visuel de la paroi externe de l'enceinte GV, vous concluez que ce dernier s'est avéré *« conforme après nettoyage de la paroi externe (peinture écaillée) ».* Malgré l'important travail de brossage et de préparation de la surface du GV en amont de cette EH, les inspecteurs ont constaté la présence de plusieurs zones où des nettoyages n'avaient pas été faits. En l'état, le contrôle visuel d'absence de fuites ne pouvait être réalisé. Il a fallu procéder à des nettoyages complémentaires lors de l'EH. Ainsi, la conformité de l'examen visuel de la paroi externe du GV ne pouvait être attestée en l'état.
Demande A23 : je vous demande de vous assurer que les contrôles visuels que vous réalisez couvrent bien l'ensemble des zones à contrôler et qu'en cas d'anomalies détectées, des investigations supplémentaires soient menées.
## Déchets
Les dispositions de l'article 2.2.3-4 de la décision ASN n° 2015-DC-508 disposent que « l'étude sur la gestion des déchets […] présente et justifie […] les dispositions retenues pour la gestion des déchets produits et notamment […] elle présente la liste et les caractéristiques d'entreposage des déchets ». La version en vigueur de l'étude déchets spécifie qu' *« en dehors de l'îlot nucléaire, d'autres lieux de production de déchets* nucléaires existent (atelier chaud, laverie, laboratoires, infirmerie, BTCR, SEK-KER…). Les déchets collectés sont acheminés au BAC à l'aide de réceptacles confinants. L'ensemble de ces zones de collecte / regroupement des déchets nucléaires … ne constituent pas des aires d'entreposages ». Le 1er août 2019, lors de leur visite du MOC, les inspecteurs ont constaté la présence d'une aire d'entreposage
(identifiée « zone de stockage de déchets » dans l'ERI - étude de risque incendie) de déchets conditionnés dans des fûts et/ou dans des bennes confinantes. Plusieurs typologies de déchets montrent qu'il s'agit bien d'une aire d'entreposage, notamment les déchets de type DEEE et aluminium contaminé à plus de 4 Bq/cm² qui constituent actuellement des déchets sans filières. Ces derniers n'ont pas à être entreposés dans le MOC et devraient être envoyés au BAC pour y être conditionnés et envoyés vers l'aire TFA du CNPE.
Le CNPE ne dispose d'aucune autorisation ad hoc pour l'exploitation de cette aire d'entreposage de déchets radioactifs dans le MOC. Ceci constitue un écart aux dispositions de l'article 2.2.3 précité. Demande A24 : je vous demande de régulariser la situation administrative de l'aire d'entreposage de déchets du MOC de sorte que son exploitation soit autorisée et prise en compte dans votre étude déchets. Sectorisation incendie et entreposage de charges calorifiques dans les secteurs de feu de sûreté (SFS) à fort enjeu incendie dans les bâtiments électriques L'article 2.2.2 de la décision ASN n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014 dispose que *« l'exploitant limite les quantités* de matières combustibles dans les lieux d'utilisation à ce qui est strictement nécessaire au fonctionnement normal de l'INB et, en tout état de cause, à des valeurs inférieures ou égales à celles prises en compte dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie. » L'article 4.1.2 de la décision précitée requiert que « des dispositions [soient] prises afin qu'un même incendie ne puisse pas affecter simultanément des EIP à protéger des effets d'un incendie et assurant une redondance fonctionnelle. A ce titre, ceux-ci ne sont pas placés dans un même secteur ou zone de feu ou, à défaut, disposent d'une protection suffisante afin de prévenir une défaillance causée par un même incendie. » Pour le cas spécifique des SFS (secteurs de feu de sûreté) à fort enjeu incendie des BL (bâtiments électriques), EDF nationale a adressé un courrier le 5 juillet 2018 (D400818000409) aux CNPE pour renforcer la vigilance quant à la maîtrise du risque incendie dans ces SFS. Afin de s'assurer que le suivi des SFS à fort enjeu incendie est correctement réalisé sur le CNPE, les inspecteurs se sont rendus, le 3 juillet 2019, dans plusieurs de ces SFS du réacteur n° 1 afin de vérifier que les règles élémentaires en matière de gestion de la sectorisation incendie et des entreposages de charges calorifiques étaient respectées.
A l'issue de leur visite, les inspecteurs ont relevé de nombreux écarts. Dans les SFS référencés 580, 681 et 381, il a été relevé que de nombreuses portes coupe-feu (9JSL417QF, 1JSL419QF, 1JSW604QG, 1JSL307QG, 1JSL106QG…) étaient soient pourvues de joints dégradés ou dépourvues de joints, ces derniers ayant pour rôle de garantir une étanchéité au feu entre le bâti de la porte coupe-feu et son ouvrant. Au droit du SFS 380 - niveau +7m du BL - il a été constaté que la porte coupe-feu 9JSL417QF ne se fermait pas totalement. L'ensemble des situations listées ci-dessous constitue des écarts significatifs aux dispositions des articles 2.2.2 et 4.1.2 de la décision 2014-DC-0417 en matière de sectorisation incendie. Demande A25 : je vous demande d'analyser et de remédier sans délai aux écarts observés par les inspecteurs. Vous réaliserez par ailleurs les contrôles de l'ensemble des joints d'étanchéité des portes coupe-feu des bâtiments électriques (BL) et d'exploitation (BW) situés dans des SFS à fort enjeu incendie des quatre réacteurs du CNPE.
De plus, au niveau +7m du BL dans le SFS 308 (local L406 *« tableaux 6,6 kV et 380V voie A »*), les inspecteurs ont relevé la présence de dalles PVC au sol, raccordées entre elles sur une surface importante autour des armoires électriques (installées pour éviter d'impacter le revêtement de sol lors des chantiers en cours). L'installation de ces dalles n'a vraisemblablement pas donné lieu à la réalisation d'une évaluation de la charge calorifique qu'elles représentent. D'une part, cette évaluation aurait dû être effectuée puisque l'installation de ces dalles PVC a été réalisée dans des locaux très sensibles du point de vue incendie et d'autre part, en vue de définir les moyens compensatoires incendie à déployer dans le local. Demande A26 : je vous demande, dès que vous avez recours à la pose de dalles PVC dans les SFS à fort enjeu incendie des BL, de réaliser une évaluation de la charge calorifique ajoutée qu'elles représentent et de définir, eu égard de cette analyse, les moyens compensatoires à mettre en place en local.
## Ecarts Relatifs À La Thématique « Incendie »
Lors des inspections, les anomalies suivantes ont été relevées concernant la gestion du risque incendie.
Au niveau de la toiture des 4 salles des machines, de nombreuses charges calorifiques (de faux-planchers en bois ainsi que des sacs d'isolants thermiques posés à même le sol sur tout le linéaire de la toiture) étaient entreposées sans qu'aucune évaluation de la charge calorifique n'ait été réalisée pour définir les moyens compensatoires ad hoc. Depuis ce constat, EDF a confirmé avoir évacué ces charges calorifiques non nécessaires.
Au niveau +16m du bâtiment réacteur, près de soixante sacs à déchets nucléaires (contenant des morceaux de calorifuges à rebuter) étaient entreposés dans des conditions non satisfaisantes. De plus, aucune évaluation de la charge calorifique pour ces derniers n'avait été réalisée. Je rappelle que la charge calorifique dans les bâtiments réacteurs doit être réduite au strict minimum et uniquement liée aux activités en cours.
La situation était similaire au niveau de la zone d'accès aux galeries techniques SEC en tranche 1, avec plusieurs dizaines de sacs à déchets nucléaires (contenant principalement des sur-tenues et sur-chaussures usagées).
A plusieurs niveaux du BR, il a été constaté la présence de matériels de chantiers (caisses d'outillages, échafaudages…) directement situés devant les prises d'eau des colonnes incendie. Ainsi en cas d'incendie, le temps de connexion des lances d'attaque à ces prises d'eau aurait été augmenté de façon significative au vu de cette configuration.
Pour la réalisation de l'épreuve hydraulique des CSP, des tuyauteries temporaires rigides ont été déployées, le 17 juin 2019 (date indiquée sur le panneau de chantier), depuis un container métallique (situé non loin de 1LHP) vers différents locaux du bâtiment électrique (où se trouve du matériel lié aux CSP). Le passage de ces tuyauteries bloquait la bonne fermeture de plusieurs portes coupe-feu (1JSN258 et 262QG). Ces pertes de sectorisation incendie n'étaient pas connues ni suivies par l'exploitant contrairement à l'organisation générale du site à ce sujet.
Dans le local produits chimiques du MOC, les inspecteurs ont relevé l'absence du système d'extinction automatique demandé par l'étude de risque incendie de ce local. De plus, il a été relevé la présence d'un stockage de plusieurs dizaines de litres d'huiles entreposés en dehors de ce local ce qui est contraire aux dispositions de l'ERI imposant que ce type d'entreposage se fasse dans le local produits chimiques (pourvu de caractéristiques spécifiques vis-à-vis de la maîtrise du risque incendie).
Le CNPE ne procède pas à la vérification exhaustive de tous les siphons de sol présents dans ses installations, y compris ceux ayant un requis incendie dit PAI. Vous avez précisé, lors de l'arrêt, que près de 300 siphons au total sur site, dont certains classés PAI, n'avaient jamais fait l'objet de contrôles périodiques.
Demande A27 : je vous demande de corriger et d'analyser l'ensemble des écarts précités et de prendre les dispositions nécessaires pour éviter leur reconduction. Vous me rendrez compte des actions mises en œuvre. Je vous demande de vous réinterroger sur le caractère significatif de l'absence de contrôles périodiques menés sur de nombreux siphons de sol PAI susceptibles d'induire de nombreuses pertes de sectorisation incendie du fait de l'absence d'eau dans plusieurs d'entre eux. Vous procéderez le cas échéant à la déclaration d'un évènement significatif pour la sûreté. Par ailleurs, lors de leur contrôle du 23 septembre 2019, les inspecteurs ont consulté les documents opératoires en lien avec l'activité de maintenance préventive décennale de vérification des sprinklers à eau des locaux des BAN-BW-BK. L'objectif de ce contrôle était de s'assurer que l'activité était bien *« réalisée conforme »* comme indiqué dans le bilan divergence D453319031707.
Cet examen a révélé que les contrôles réalisés sur les lignes incendie du BAN n'avaient pas été effectués de manière exhaustive pour répondre au PBMP. En effet, le compte rendu de l'ordre de travail n° 2574301 précise que « pour le local N302 impossible d'accéder à la ligne trop de grosse tuyauterie contrôle visuel lointain rien ne paraissait anormal ». L'ASN considère que le contrôle effectué n'a pas été exhaustif alors que le PBMP JPx requiert un contrôle de l'ensemble des sprinklers et de fait, de conclure que l'activité est « *réalisée conforme* » dans le bilan divergence constitue des manquements en termes de transparence de la part du CNPE. Des contrôles complémentaires de la ligne non inspectée ont été réalisés le 24 septembre 2019, suite au constat de l'ASN ; il n'a pas été révélé d'anomalies. Demande A28 : je vous demande de réaliser une revue de l'ensemble des maintenances décennales que vous avez faîtes sur les systèmes d'aspersion à eau et sprinklers pour vous assurer que toutes les lignes incendie ont bien été contrôlées. Vous me rendrez compte du résultat de ces contrôles et vous me justifierez, pour le cas d'espèce lié à l'absence de contrôle des sprinklers du local N302 du BAN n° 9, pourquoi l'analyse de 1er niveau réalisée par le CNPE n'a pas identifié la nécessité d'effectuer un contrôle exhaustif pour répondre au PBMP JPx.
## B Demandes De Compléments D'Information Intervention Sur L'Organe De Robinetterie 1Vvp003Vv
L'organe de robinetterie 1VVP003VV faisait partie de la bulle de l'épreuve hydraulique de la boucle n° 3 des CSP qui a été réalisée le 11 août 2019. Lors de la supervision de la boucle n° 1 réalisée le 14 août, les inspecteurs de l'ASN ont constaté la présence d'un panneau de chantier qui indiquait que des activités étaient en cours sur ce robinet dont la fin serait programmée pour le 25 août 2019. La présence d'outillages au sol à proximité de cet organe tend à confirmer la réalisation d'une activité de maintenance et/ou d'essai sur ce dernier. Les inspecteurs se sont donc naturellement interrogés sur l'impact de la réalisation d'une activité de maintenance et/ou d'essai sur ce matériel pendant l'épreuve hydraulique de la boucle n° 3, ce matériel étant soumis à une pression d'épreuve minimale de 89,8 bar.
L'ASN n'a été pas été informée par le CNPE que des activités sur 1VVP003VV étaient en cours alors que l'épreuve hydraulique de la boucle n° 3 devait avoir lieu. Demande B1 : je vous demande de vous positionner vis-à-vis de la situation constatée par les inspecteurs et de me justifier que des dispositions ad hoc avaient bien été prises pour garantir la sécurité des intervenants lors de cette épreuve hydraulique, vis-à-vis notamment du risque pression.
## Etalonnage Des Capteurs De Pression Associés À La Pompe De Test 9Ris011Po
Lors de la visite pour maintenance de la pompe de test 9RIS011PO réalisée sur l'arrêt, le prestataire avait indiqué ne pas avoir obtenu d'informations quant à la réalisation effective de contrôles métrologiques sur les capteurs de pression 9RIS064, 065 et 066LP avant la dépose effective de l'hydraulique de la pompe. Par mail du 7 juillet 2019, vous avez indiqué que seul le capteur 9RIS066LP fait l'objet d'une vérification métrologique quinquennale mais pour les autres capteurs, vous spécifiez : « - 9RIS064LP n'a pas de programme de vérification métrologique. - 9RIS065LP local n'est pas vérifié, il est substitué par un manomètre vérifié métrologiquement en préalable de l'EPC RIS 140 ». Aucune justification particulière n'a été fournie pour démontrer l'absence de nécessité de réaliser des étalonnages périodiques des manomètres fixes 9RIS064 et 065LP.
De plus, lors de l'examen du RFI, les inspecteurs ont relevé que les capteurs de pression montés étaient hors validité (date de péremption indiquée sur les étiquettes des pièces de rechange au 24 janvier 2019 alors que leur montage sur site n'a été fait qu'en juillet 2019).
Au regard de ce qui précède, il semble nécessaire que des contrôles métrologiques en service de ces capteurs soient réalisés. Demande B2 : je vous demande de me préciser la fonction et les exigences associées aux capteurs 9RIS064 et 065 LP. En fonction du résultat, vous indiquerez les contrôles métrologiques que vous déploierez pour vous assurer du maintien de la qualification des capteurs dans le temps.
## Montage De Joints Hors Validité Sur La 9Ris011Po
Dans le cadre de l'examen du RFI de la visite 30 cycles de la 9RIS011PO, vous avez indiqué après interrogation de l'ASN (où un constat de joint torique monté en juillet 2019 a été réalisé alors que la validité de ces joints était fixée au mois de novembre 2017) : *« Après consultation du constructeur CLEXTRAL (revendeur de ces joints* toriques) il apparait en fait que le kit de maintenance I4475B1T utilisé pour l'activité a subi une remise à niveau constructeur.
Lors de cette remise à niveau, les anciens joints R6 composant la pochette ont été rebutés. Des joints neufs ont été remis dans le nouveau kit X451RTWH en gardant l'ancienne étiquette. Le constructeur nous garantit une durée de validité de 10 ans (règle de durée de vie suivant norme ISO 2230) pour ces joints R6 en nitrile à compter du 24/11/2017 (date à laquelle le kit de pièces de rechange a été recomposé). »
La remise à niveau des joints montés n'aurait pas été faite dans les règles de l'art ; en effet, les joints neufs auraient été mis dans le kit PdR (pièce de rechange) des anciens en gardant la même étiquette. Sauf erreur, les sachets PdR sont des sachets plastiques à usage unique. Ainsi, il ne semble pas possible de réaliser une mise à niveau avec de nouvelles PdR en utilisant d'anciens sachets. Demande B3 : je vous demande de me préciser si cette pratique est autorisée par votre référentiel. Autrement, vous vous positionnerez sur l'aptitude des joints concernés par cette anomalie à assurer leur fonction.
La règle nationale de maintenance (RNM) des manchons compensateurs en élastomères MCE (RNM-TPALAM450-09 indice 2 du 29 avril 2016) indique qu'il faut « s'assurer de la continuité électrique entre brides sur les circuits véhiculant des produits inflammables ou explosifs (circuits fuel et huile) ». Concernant *« les circuits véhiculant de l'eau ou des produits non inflammables »*, la RNM précise également : « il est conseillé de vérifier la continuité électrique entre brides pour éviter tous risques électriques lors d'une intervention »
Lors de leurs contrôles, les inspecteurs ont constaté que des plaques métalliques avaient été installées entre les brides, où des MCE se trouvent, sur les tuyauteries de refroidissement en eau HT et BT des diesels 1LHP et 1LHQ. Or, au regard des informations prescrites dans la RNM, il ne semble pas nécessaire d'avoir recours à l'installation de tels dispositifs pour s'assurer de la continuité électrique, compte tenu que les tuyauteries HT et BT véhiculent de l'eau. Cependant, la vérification de la continuité électrique pour ces tuyauteries doit être réalisée lors d'une intervention. Vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier le caractère requis ou non des plaques métalliques supra et notamment si l'installation de ces dernières ne remet pas en cause les prescriptions de montage des MCE
entre brides. Demande B4 : je vous demande de me justifier si les plaques métalliques assurant la continuité entre brides, où se trouvent des MCE des tuyauteries d'eau des diesels, sont bien requises au regard des exigences de montage. Dans l'affirmative, vous me justifierez que leur présence ne remet pas en cause la tenue de ces tuyauteries aux différentes sollicitations auxquelles elles peuvent être soumises (vibrations, mécaniques, sismiques…).
## Tuyauteries De Refroidissement En Eau Ht Et Bt Des Diesels : Respect Des Épaisseurs Minimales Et Risque D'Agression Par La Charpente Métallique
Lors de l'inspection du 5 juillet 2019, les inspecteurs ont souhaité contrôler l'état des tuyauteries de refroidissement en eau HT et BT des diesels 1LHP et 1LHQ. Ce contrôle faisait suite au retour d'expérience d'un évènement significatif déclaré par le CNPE de Saint Laurent en juin 2019 (référencé 1.005.19 / ESINBOLS-2019-0572) relatif à des sous-épaisseurs sur une tuyauterie en eau HT du diesel 1LHQ ne garantissant pas sa tenue au séisme.
Sur la déclaration de l'évènement, il est précisé que « l'épaisseur minimale mesurée sur la tuyauterie est de 2,25 mm pour une épaisseur nominale de fabrication de 4,5 mm. Le critère de remplacement de la tuyauterie selon le dossier technique de mise en conformité de trémies des diesels est de 2,5 mm ». Si les inspecteurs n'ont pas constaté de dégradation apparente de ces tuyauteries pour les diesels 1LHP et 1LHQ, le CNPE a indiqué qu'aucune mesure d'épaisseur de ces tuyauteries n'était réalisée. Au regard de leur implantation (en extérieur dans un caniveau), ces tuyauteries sont sujettes aux aléas climatiques et à la corrosion. Ainsi, la réalisation de mesures d'épaisseur sur ces tuyauteries semble impérative pour s'assurer que l'épaisseur minimale garantissant leur tenue au séisme n'est pas atteinte. Demande B5 : je vous demande de réaliser des mesures d'épaisseur sur l'ensemble des tuyauteries HT et BT des diesels du CNPE afin de vous assurer que l'épaisseur minimale de tenue au séisme de ces dernières n'est pas atteinte. Par ailleurs, lors de leur contrôle du 18 septembre 2019, les inspecteurs ont relevé que la charpente métallique, située au-dessus du caniveau où se trouvent les lignes HT/BT et supportant plusieurs équipements ainsi que les trappes métalliques d'accès à ces lignes, était correctement fixée et ancrée sur les parties latérales du caniveau mais que cela n'était pas forcément le cas en partie basse du caniveau (absence de fixations de type chevilles sur les supports qui sont uniquement posés sur le génie civil). Au regard de cette situation, les inspecteurs se sont interrogés sur le possible caractère agresseur, sous séisme, de cette charpente métallique sur les tuyauteries HT/BT de refroidissement en eau des diesels.
Vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter des éléments à ce sujet. Demande B6 : je vous demande de mener une analyse quant au possible caractère agresseur, sous séisme, de la charpente métallique sur les tuyauteries HT/BT compte tenu de l'absence de fixations de cette dernière en point bas. Vous me rendrez compte du résultat de cette analyse et des éventuelles actions à réaliser pour renforcer la tenue de la charpente métallique pour annihiler son possible caractère agresseur d'EIP.
## Programme De Contrôles D'Épaisseurs Des Tuyauteries Jpx Et Sfx En Stations De Pompage
Suite au retour d'expérience négatif du CNPE de Belleville de 2017 où des sous-épaisseurs sur des tronçons de tuyauteries JPx et SFx avaient été constatées remettant en cause leur tenue au séisme et à la pression, toutes les tranches du parc nucléaire en exploitation ont dû réaliser des mesures d'épaisseur sur les tronçons de tuyauteries similaires en stations de pompage pour dresser un état des lieux de la situation.
Sur le CNPE de Dampierre, ces mesures ont conduit au remplacement de nombreux tronçons de tuyauteries SFx et JPx également vus en sous-épaisseurs. Compte tenu de leur sensibilité à la corrosion / érosion de par la nature du fluide véhiculé dans ces tronçons (eau brute de Loire), il est nécessaire que des contrôles périodiques d'épaisseur soient également réalisés sur ces nouveaux tronçons afin de suivre la cinétique d'évolution de leur épaisseur.
Suite à une interrogation de l'ASN concernant un remplacement de tronçon SFI par anticipation sur l'arrêt du réacteur n° 1, vous m'avez précisé par courrier électronique du 14 août 2019 : « une relance a été faite par le CNPE DAMPIERRE ce jour auprès de l'UNIE qui est toujours en cours d'instruction sur la partie programme de contrôle. Des nouveaux UT Mep seront réalisés selon les prescriptions. » Demande B7 : je vous demande de me transmettre, à réception, le programme de contrôles (et donc les périodicités associées) définis pour la réalisation des mesures d'épaisseur des tronçons JPx et SFx récemment remplacés.
## Tenue Au Séisme De La Charpente Métallique De Locaux Du Bâtiment Réacteur (Br)
En application du PBMP génie civil, le CNPE a procédé à la 3ème visite décennale des charpentes métalliques du bâtiment réacteur n° 1 lors de son arrêt pour maintenance.
Lors de ce contrôle, plusieurs défauts susceptibles de remettre en cause la tenue structurelle d'une partie des charpentes métalliques des locaux ont été constatés (point de fixation d'un caillebotis rogné et/ou découpé pour des adaptations locales). Ces écarts étaient susceptibles d'induire l'agression, sous séisme, d'EIP par des éléments de charpente non suffisamment fixés. Compte tenu de l'absence de garantie de la tenue structurelle de la charpente de ces locaux et du risque d'impacter du matériel EIP en cas de séisme, le CNPE a procédé aux remises en conformité qui s'imposaient pour restituer une tenue suffisante des charpentes en écart. Toutefois, le CNPE considère qu'il ne s'agit pas d'un écart générique puisque les défauts constatés sont issus d'adaptations locales liées à l'environnement des locaux. L'ASN vous a rappelé que des adaptations locales (suppression d'une cornière ou de platine de fixation de charpentes métalliques au génie civil) pouvaient être observées dans les autres bâtiments réacteurs du CNPE ce qui impliquerait de fait, le caractère potentiellement générique de cet écart.
De plus, vous avez indiqué aux inspecteurs que les vérifications de la conformité des charpentes métalliques des bâtiments des réacteurs n° 2 et 4 seront effectuées en 2020 et en 2021 pour le réacteur n° 3. Attendre 2021 pour le réacteur n° 3 n'est pas envisageable au vu des enjeux de sûreté liés à des défauts de tenue de la charpente métallique de locaux d'un BR. Demande B8 : je vous demande de procéder aux vérifications de la conformité des charpentes métalliques des bâtiments des trois autres réacteurs au plus tard lors des arrêts de 2020. Au regard des constatations qui seront faites lors de ces vérifications, je vous demande de reconsidérer le potentiel impact générique de ces écarts et de procéder, le cas échéant, à la déclaration d'un évènement significatif pour la sûreté (ESS) à caractère générique.
## Installation Et Suivi De Capteurs Qualifiés Atex
Lors de l'inspection du 18 septembre 2019, les inspecteurs ont consulté la documentation en lien avec le remplacement des capteurs 1TEP003/005SP (pressostats liés à la bâche de tête TEP001BA) et 1RCV010MP
(capteur de pression raccordé à la bâche RCV002BA) par du matériel qualifié ATEX. Vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser aux inspecteurs les opérations de maintenance et de contrôles périodiques qui seront réalisés sur ces capteurs, notamment pour s'assurer du maintien de leur qualification dans le temps.
Demande B9 : je vous demande de me préciser les modalités de maintenance et de contrôles périodiques que vous réaliserez sur les capteurs TEP003-005SP et RCV010MP.
Vous me préciserez également la qualification UTO attendue du ou des prestataires susceptibles d'intervenir sur ce type de matériels ATEX.
## Contrôle Sur Les Ancrages De Matériels De Ventilation De Matériels Eips (Équipements Importants Pour La Sécurité)
Concernant l'exhaustivité des matériels à contrôler, les inspecteurs vous ont demandé comment avaient été réalisés les contrôles de matériels situés en ambiance dosimétrique élevée. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter des éléments à ce sujet alors que le PBMP « ancrages » exige de s'intéresser à la question ; en effet, le PBMP indique qu'« un petit nombre de matériels sont situés en ambiance à dosimétrie élevée. Pour ces matériels, le CNPE réalisera une analyse des possibilités d'intervention […] » et qu'une concertation avec vos services centraux doit être réalisée en cas d'impossibilité de déclasser la zone pour effectuer tel ou tel contrôle. Demande B10 : en sus de la liste spécifique par tranche à réaliser (cf. demande A2 formulée dans le présent courrier), je vous demande de me préciser (pour les quatre tranches du CNPE) les équipements de ventilation situés dans des zones à ambiance dosimétrique élevée.
Je vous demande de me justifier que les contrôles de leurs ancrages ont bien été effectués selon les échéances prescrites, ou à défaut, me transmettre l'argumentaire de vos services centraux démontrant l'impossibilité de les réaliser.
Suite à la constatation de plusieurs anomalies de sectorisation incendie dans les SFS du bâtiment électrique, l'ASN vous a demandé de mener une analyse de déclarabilité. Le CNPE a simplement retenu la déclaration d'un évènement intéressant la sûreté (EIS). Or, au regard des écarts multiples constatés par l'ASN dans ces SFS à fort enjeu incendie, il est nécessaire d'effectuer une analyse approfondie.
D'ailleurs, la filière indépendante de sûreté (FIS) du CNPE, au travers d'une fiche rapide d'analyse n° 096/19 indice a du 6 juillet 2019, a confirmé le caractère significatif de ces écarts. En outre, la FIS retient que « ces nombreux signaux faibles [en matière de sectorisation incendie observés depuis 2018] cumulés aux anomalies détectées par une inspection de l'ASN concernant les dégradations des portes identifiées en perte d'intégrité de classe 1 mais aussi de classe 2 montrent un potentiel impact significatif sur la sûreté [d'autant que ces écarts ont été observés dans des SFS à fort enjeu incendie]. L'IS se prononce donc pour effectuer une analyse approfondie afin de permettre de progresser dans ce domaine si important pour notre installation avec la déclaration d'un ESS critère 10. »
Demande B11 : je vous demande de mener une analyse approfondie sur les écarts détectés par l'ASN
sur de nombreuses portes coupe-feu des SFS à fort enjeu incendie du BL de la tranche 1.
Vous me transmettrez les enseignements que vous tirerez de cette analyse ainsi que le plan d'actions à déployer pour éviter le renouvellement de ces anomalies.
## C Observations C1. Qualité Et Contenu Des Documents Transmis Lors Des Arrêts De Réacteurs
Lors du suivi de l'arrêt du réacteur n° 1 en 2019, plusieurs documents sont transmis à l'ASN pour instruction.
De nombreuses transmissions se sont avérées soient incomplètes, soient pourvues d'erreurs notables. Par exemple, le dossier de présentation de l'arrêt indice b précise que le référentiel de maintenance applicable, pour les visites internes des organes 1ASG029VD, 1ARE042VL, 1VVP001VV…, est le PBMP référencé PB 900 AM 050 07 indice 2. Le PBMP précité détaille les opérations de maintenance en lien avec des organes de robinetterie du CPP alors que les organes précités sont associés aux CSP dont les opérations de maintenance sont précisées dans le PBMP AM 050 05 indice 2. Il convient que le CNPE soit davantage vigilant sur l'exactitude du contenu des documents qu'il transmet à l'ASN.
C2. Par décision CODEP-OLS-2019-028992 du 28 juin 2019, l'ASN a autorisé le CNPE à déroger temporairement aux STE en rendant indisponible la pompe de test 9RIS011PO sur la tranche 2 lors de la réalisation de travaux et de maintenance effectués sur l'arrêt du réacteur n° 1. Compte tenu des températures estivales caniculaires observées fin juin 2019, une des mesures compensatoires retenues par le CNPE consistait à « s'assurer grâce à une ronde dans les locaux des tableaux électriques 2LHA et 2LHB, une fois par quart, de l'efficacité de DVL pour respecter les températures prescrites (strictement inférieures à 40 °C). »
Si la traçabilité des rondes réalisées (ainsi que le relevé de la température) par la conduite a été observée par les inspecteurs le 3 juillet 2019, vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser si le thermomètre utilisé pour la réalisation de ces relevés était bien conforme d'un point de vu métrologique. C3. Lors de l'arrêt, le CNPE s'est rendu compte que les dimensions d'indications volumiques sur du matériel lié aux CSP avaient été sous évaluées compte tenu de la mauvaise lecture, à l'époque, des radiogrammes.
Normalement, la lecture des radiogrammes est une AIP et un contrôle technique doit être réalisé. Dans le cas présent, cela signifie que deux personnes distinctes ont lu des radiogrammes et n'ont pas été en mesure de retranscrire les réelles dimensions des défauts. Après investigations et suite à la demande de l'ASN, le CNPE a indiqué qu'*« il n'y a pas d'autre cas similaire observé sur cet arrêt ».*
## C4. Eh Des Csp
Lors du contrôle du 14 août 2019, les inspecteurs ont fait les constats suivants.
Une partie du balisage (matérialisant notamment le risque pression) n'était pas conforme au niveau +16m du BR ; en effet, il avait été procédé au balisage de la ligne VVP de la boucle n° 2 et non de la boucle n° 1.
Lors de l'épreuve hydraulique de la boucle n° 2 réalisée fin juillet 2019, de nombreux franchissements de balisage étaient à déplorer par du personnel non nécessaire à l'épreuve et n'ayant pas reçu l'autorisation de procéder à de tels franchissements. Pour éviter que ce type d'écarts ne soit de nouveau observé, plusieurs surveillants ont été dépêchés au niveau des accès des différents balisages pour l'épreuve de la boucle n° 1. Néanmoins, cette parade supplémentaire n'a vraisemblablement pas été suffisante, compte tenu que deux personnes en charge du contrôle des petites lignes avaient franchi, sans autorisation, le balisage pour procéder à des contrôles dans les casemates du générateur de vapeur n° 1 (alors que l'épreuve était en cours).
Tous les calorifuges devant être retirés pour permettre de réaliser un visuel d'absence de fuites à la pression d'épreuve n'avaient pas été enlevés. Par exemple, une partie du calorifuge sur la 1ère butée radiale de 1VVP0011VV avait été laissée sur la ligne, ne permettant pas de contrôler la soudure A21.
C5. Dans le local L406 précité, les inspecteurs ont consulté la fiche d'entreposage du matériel de chantier en lien avec les travaux sur les cellules électriques du robinet 1EAS001VB (le matériel représentait une charge calorifique de 618 MJ). Cette fiche autorisait l'entreposage de matériel sur une période allant du 26 juin au 31 août 2019. Votre organisation prévoit que des vérifications hebdomadaires du colisage soient réalisées. La traçabilité de ces vérifications est à apposer directement sur la fiche d'entreposage.
Dans ce cas d'espèce, les inspecteurs ont constaté que le prestataire en charge de cette vérification avait signé, par anticipation, l'ensemble des vérifications hebdomadaires à réaliser jusqu'à la fin du chantier. Les inspecteurs vous ont signifié le caractère inacceptable d'une telle situation qui s'apparente à un faux.
L'ASN vous invite à renforcer votre organisation en matière de prévention du risque de fraude (falsification documentaire).
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention spécifique indiquée dans le libellé de la demande, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, 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 Alexandre HOULÉ |
INSSN-MRS-2019-0540 | DIVISION DE MARSEILLE
Marseille, le 17 octobre 2019
# Codep-Mrs-2019-041249 Monsieur Le Directeur Du Cea Cadarache 13108 Saint Paul Lez Durance
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection no INSSN-MRS-2019-0540 du 26 septembre 2019 à RJH (INB 172)
Thème « Surveillance des intervenants extérieurs »
Réf. : [1] Arrêté du 7 février 2012 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 172 a eu lieu le 26 septembre 2019 sur le thème « Surveillance des intervenants extérieurs ». 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 172 du 26 septembre 2019 portait sur le thème « Surveillance des intervenants extérieurs ». Les inspecteurs se sont intéressés à l'organisation de l'exploitant pour la surveillance des intervenants extérieurs (IE). Ils ont vérifié par sondage des plans de surveillance des marchés piscine réacteur (RER) et des cellules chaudes, au niveau de la maitrise d'ouvrage (MOA) et de la maitrise d'œuvre (MOE), ainsi que des plans qualité, notamment pour la réalisation du cuvelage de la piscine RER. Des fiches de suivi de nonconformités (FNC), sélectionnées par sondage, et leur traitement ont également fait l'objet d'une vérification. Les inspecteurs ont questionné l'exploitant sur la définition des activités importantes pour la protection (AIP) associées au lot bloc pile, ainsi que sur la nature et les modalités d'entreposage des équipements destinés à être montés sur le RJH situés dans le bâtiment 108 localisé à l'extérieur du périmètre de l'INB 172. Ces éléments pourront faire l'objet d'un examen approfondi à l'occasion de prochaines inspections. Enfin, l'équipe d'inspection a effectué une visite du chantier de construction, en particulier de la piscine RER, de certaines cellules chaudes du bâtiment des annexes nucléaires (BUA) et de la zone « inter-radiers ». Dans la piscine RER, les inspecteurs ont constaté le montage de premiers équipements du bloc pile, ainsi que les dispositions mises en œuvre pour assurer la propreté de la piscine réacteur et du bloc pile.
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que la mise en œuvre des plans qualité, formalisant notamment les actions de surveillance des IE est satisfaisante. Le suivi des FNC vérifiées et leur traitement apparaissent également satisfaisants. Le chantier est bien organisé et maintenu dans un bon état de propreté, en particulier s'agissant de la piscine réacteur pour laquelle un niveau de propreté élevé est exigé.
Des compléments d'informations sont attendus sur la gestion et l'organisation de l'entreposage d'équipements destinés à être montés sur le RJH, ainsi que sur la définition des AIP associées au lot bloc réacteur.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Cette inspection n'a pas donné lieu à demande d'actions correctives.
## B. Compléments D'Information Entreposage D'Équipements
L'équipe d'inspection s'est intéressée à l'entreposage d'équipements, dans le bâtiment 108 situé à l'extérieur du périmètre de l'INB, en attente de leur montage dans le RJH. L'inventaire des équipements entreposés dans ce bâtiment a été consulté mais le classement EIP de ces derniers n'est pas précisé. L'organisation mise en place pour la gestion de cet entreposage nécessite également des précisions quant aux responsabilités, à la répartition des actions d'entrée/sortie, aux exigences définis etc...
B1. Je vous demande de me transmettre une description de l'organisation mise en place pour l'entreposage des équipements dans le bâtiment 108, tant sur la gestion que sur les exigences de conditions d'ambiance associées. Vous préciserez également le classement EIP des équipements entreposés.
## Aip
Des AIP sont identifiées pour les phases d'étude, de fabrication et de montage. Il a été indiqué aux inspecteurs qu'une mise à jour des AIP associées au lot bloc pile était en cours.
B2. Je vous demande de m'informer de la date de validation de la liste de ces AIP. Vous me transmettrez, dès que celle-ci sera validée, la mise à jour de la liste des AIP associées au lot bloc pile.
## C. Observations
Cette inspection n'a pas donné lieu à observations. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excédera pas, sauf mention contraire, deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de L'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN |
INSSN-MRS-2019-0545 | DIVISION DE MARSEILLE
CODEP-MRS-2019-040368 Marseille, le 04 novembre 2019
# Monsieur Le Directeur Du Cea Cadarache 13108 Saint Paul Lez Durance
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection no INSSN-MRS-2019-0545 du 26/09/2019 du centre de Cadarache Thème « facteurs humains et organisationnels et management de la sûreté »
Réf. : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [2] Télécopie CEA/CAD/DEN/DIR/CSN DO 420 du 21/06/19 [3] Télécopie CEA/CAD/DEN/DIR/CSN DO 707 du 21/12/18 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 du centre de Cadarache a eu lieu le 26 septembre 2019 sur le thème « facteurs humains et organisationnels et management de la sûreté ».
Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du centre de Cadarache du 26 septembre 2019 portait sur le thème « facteurs humains et organisationnels et management de la sûreté ». Les inspecteurs se sont intéressés à l'organisation retenue par l'exploitant pour la prise en compte des facteurs humains et organisationnels (FOH) sur le centre de Cadarache. Ils ont plus particulièrement examiné la manière dont les FOH sont intégrés dans les évolutions organisationnelles ou matérielles des INB et dans le traitement des évènements significatifs. Ils se sont également intéressés à la façon dont l'exploitant examine périodiquement l'efficacité et la pertinence de son système de gestion intégré. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que la prise en compte des FOH sur le centre de Cadarache est globalement satisfaisante. Des compléments d'information sont cependant attendus concernant :
- la manière dont est assurée, au niveau des INB du centre de Cadarache, la traçabilité de l'analyse du besoin d'études FOH lors d'une modification organisationnelle ou matérielle,
- l'analyse de l'opportunité d'améliorer la robustesse de la procédure de traitement des évènements significatifs,
- la transmission, lorsque celui-ci sera formalisé, du bilan de la mise en place de la procédure SPR
relative aux contrôles pour l'évacuation de matériels non destinés aux déchets,
- la transmission des comptes rendus des dernières revues documentaires des INB et des services supports en précisant la manière dont elles sont réalisées.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Cette inspection n'a pas donné lieu à demande d'actions correctives.
## B. Compléments D'Information Traçabilité De L'Analyse Du Besoin D'Étude Foh Dans Les Projets Conception Ou De Modification
Les inspecteurs ont consulté certaines procédures de prise en compte des FOH dans les modifications matérielles ou organisationnelles, dont la fiche technique FT 027 « prise en compte des facteurs organisationnels et humains dans les projets de conception ou de modification ». Cette fiche présente plusieurs outils à déployer pour assurer la prise en compte des FOH.
L'exploitant a précisé que l'ensemble de la FT027 n'était pas appliqué pour chaque modification matérielle ou organisationnelle des INB. Certaines INB mènent une analyse sur la prise en compte des FOH dans les modifications organisationnelles et matérielles.
L'exploitant a présenté en exemple la fiche de gestion de modification (FGM) de l'INB no 171 Agate qui permet de tracer les analyses réalisées sur les impacts potentiels de la modification. Une partie de la FGM
est dédiée à l'analyse de la prise en compte des FOH dans la modification et fait l'objet d'un avis du relais FOH de l'INB.
La FGM de l'INB no 171 Agate permet de tracer l'analyse du besoin potentiel d'analyses complémentaires FOH.
B1. Je vous demande de préciser la manière dont est assurée sur l'ensemble des INB du centre de Cadarache la traçabilité de l'analyse de la prise en compte des FOH dans les modifications notables.
## Robustesse De La Procédure De Traitement Des Évènements Significatifs
Les inspecteurs sont revenus sur la manière dont l'analyse approfondie de l'évènement significatif déclaré par télécopie [2], prévue à l'article 2.6.5 de l'arrêté [1] a été réalisée et sur la façon dont les FOH avaient été pris en compte dans l'analyse. Cet évènement concerne « le port d'un dosimètre passif, en zone règlementée pendant une durée significativement supérieure à celle prescrite ».
Plusieurs éléments ont été identifiés en inspection comme pouvant nuire à l'approfondissement de l'analyse de cet évènement et à la compréhension du compte rendu de l'évènement :
- les personnes ayant réalisé l'analyse de l'évènement ne sont pas hiérarchiquement indépendante du salarié directement concerné par l'évènement [2],
- le salarié directement concerné par l'évènement [2] est également un des signataires du compte rendu de l'évènement,
- même si la fonction du salarié CEA concerné par l'évènement [2] n'est pas précisée dans le compte rendu de l'évènement, celle-ci doit être prise en compte dans l'analyse notamment concernant l'exemplarité et la culture de sûreté,
- l'analyse est incomplète concernant le caractère potentiellement générique aux autres INB, cet évènement pouvant potentiellement intervenir dans d'autres INB.
B2. Je vous demande de compléter votre compte rendu de l'évènement [2] en prenant en compte mes remarques ci-dessus, et d'approfondir l'analyse du caractère potentiellement générique de l'évènement.
B3. Je vous demande de préciser les mesures que vous serez amenées à prendre afin de vous assurer que vous réalisez une analyse approfondie de chaque événement significatif conformément à l'article 2.6.5 de l'arrêté [1]. Vous préciserez tout particulièrement la méthodologie de recueil de données retenue lorsque les personnes réalisant le recueil de données et l'analyse de l'évènement ne sont pas hiérarchiquement indépendante de la personne directement concerné par l'évènement ou les dispositions qui peuvent être prises pour garantir que les analyses approfondies sont réalisées en toute indépendance.
Procédure SPR relative aux contrôles pour l'évacuation de matériels non destinés aux déchets Les inspecteurs sont revenus sur la manière dont l'analyse approfondie de l'évènement significatif déclaré par télécopie [3], prévue à l'article 2.6.5 de l'arrêté [I] a été réalisée et sur la façon dont les FOH avaient été intégrés dans l'analyse. Cet évènement concerne la sortie temporaire de matériels légèrement contaminés alors qu'ils étaient réputés propres.
L'exploitant a présenté en inspection les différentes actions qu'il a mises en œuvre à la suite de cet évènement, dont la mise à jour de la procédure SPR relative aux contrôles pour l'évacuation de matériels non destinés aux déchets. Il a précisé qu'un bilan de la mise en œuvre de cette procédure modifiée sera réalisé d'ici la fin de l'année 2019.
Le traitement de cet évènement significatif par l'exploitant est considéré comme satisfaisant.
B4. Je vous demande de transmettre le bilan de la mise en œuvre de la procédure SPR modifiée relative aux contrôles pour l'évacuation de matériels non destinés aux déchets lorsque celuici sera formalisé fin 2019.
## Analyse Périodique De La Pertinence Du Système De Gestion Intégré
Les inspecteurs se sont intéressés à la manière dont l'exploitant évalue périodiquement la pertinence de ses procédures au titre du 2.4.2 de l'arrêté [1]. L'exploitant a précisé que la procédure de maîtrise des documents et des enregistrements du centre CEA Cadarache prévoit des revues documentaires au minimum annuelle. A l'issue de ces revues, un plan d'action est établi pour les documents à mettre à jour.
L'exploitant n'a pas pu transmettre la dernière revue documentaire de la cellule de sûreté (CSMN) du centre de Cadarache en inspection.
B5. Je vous demande de transmette les comptes rendus des dernières revues documentaires et les plans d'action associés des unités suivantes du centre : CQSE, CSMN, FLS, STL, SPR,
SA2S, SMCP, STMR et l'ensemble des INB du centre de Cadarache. Vous préciserez également leurs modalités de réalisation. Un envoi numérique de ces comptes rendus et plans d'action pourra être utilement réalisé.
B6. Je vous demande de préciser si d'autres outils existent dans votre organisation pour analyser la pertinence de vos procédures.
## 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 deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de L'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN |
INSSN-OLS-2019-0620 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-040937
Orléans, le 30 septembre 2019 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Dampierre-en-Burly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre - INB n° 84 et 85 Inspection no INSSN-OLS-2019-0620 du 9 septembre 2019 « Organisation et moyens de crise - FARN »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fiant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Décision ASN n° 2017-DC-0592 relative aux obligations des exploitants d'INB en matière de préparation et de gestion des situations d'urgence et au contenu du plan d'urgence interne
[4] Document standard de référence de l'organisation nationale de crise d'EDF [5] Document standard de référence des plans d'urgence interne des centrales nucléaires d'EDF et ses amendements
[6] D327619000151 « MO recueil des fiches actions »
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence, relatives au contrôle des installations nucléaires de base, une inspection courante a eu lieu le 9 septembre 2019 à la centrale nucléaire de Dampierre-en-Burly sur le thème de l'organisation et des moyens de crise, et spécialement sur le service régional FARN (Force d'Action Rapide Nucléaire).
Cette inspection s'est inscrite dans le cadre de l'entrainement national des colonnes FARN réalisé semaine 37 aux alentours de la centrale de Golfech. 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 était principalement destinée à vérifier, par sondage, que l'organisation et les moyens FARN prévus au niveau régional pour assurer son rôle de support à un site accidenté sont pertinents et opérationnels aussi bien vis-à-vis de la phase de préparation que de la phase de gestion de la crise, conformément à la réglementation et en particulier au titre VII de l'arrêté [2], à la décision [3] et aux documents internes d'EDF, dont les documents en références [4] et [5]. L'inspection s'est déroulée en deux temps : une mise en situation de départ d'une colonne du service régional de la FARN vers un site accidenté sur sollicitation de l'organisation nationale de crise (ONC) d'EDF, suivi d'un temps d'échanges en salle avec des représentants de l'équipe du service régional FARN restés sur site une fois la colonne sortie du site. Au vu de cet examen non exhaustif, les inspecteurs considèrent que les performances du service régional FARN sont globalement satisfaisantes. Cette appréciation s'appuie sur des points positifs et les bonnes pratiques relevés lors de l'inspection. Les inspecteurs ont apprécié l'implication de l'encadrement (présence du chef de service et d'un chef de colonne en observation puis en salle et de représentants de l'ONC lors de la restitution), l'efficacité des équipiers d'astreinte pour se préparer et constituer la colonne, ainsi que la complétude des dossiers matériels consultés en salle (maintenance, contrôle technique des véhicules). Toutefois, les inspecteurs ont relevé des écarts mineurs aux exigences réglementaires qui donnent lieu à des demandes et observations développées ci-après.
## A. Demandes D'Actions Correctives Mise En Situation
Les documents internes EDF applicables à la FARN fixent un délai d'une heure entre l'alerte et l'arrivée au point de regroupement pour les équipiers d'astreinte (Note d'organisation des astreintes FARN
D40081011120641). Lors de la mise en situation, l'alerte a été donnée à 6h aux équipiers. La colonne d'astreinte était constituée de 13 personnes. A 7h, 2 équipiers n'étaient pas présents dans les locaux du service régional et le briefing a commencé sans eux. L'article 4.1 de l'annexe de la décision en référence [3] dispose que *«l'exploitant met en œuvre les dispositions* organisationnelles lui permettant de s'assurer que ces effectifs et ces compétences sont mobilisables à tout moment ». Demande A1 : je vous demande de réaliser l'analyse des causes de l'arrivée tardive de 2 équipiers, de me transmettre la preuve de la formalisation de ce constat et le détail des actions correctives envisagées. Le briefing des équipiers a lieu dans la salle de réunion du hangar du service régional de la FARN. Un plan du site est affiché cette salle. Les inspecteurs ont constaté que ce plan n'est pas à jour, les bâtiments de la FARN n'y sont pas mentionnés. Demande A2 : je vous demande de mettre à jour le plan du site affiché dans la salle de briefing du service régional de la FARN sur le site de Dampierre. Lors du briefing des équipiers et des actions qui ont suivi, les inspecteurs ont constaté que plusieurs équipiers, et en particulier le chef d'équipe, ne suivaient pas scrupuleusement les actions mentionnées dans leur fiche d'action. Ainsi, la fiche d'action du chef d'équipe qui figure dans le document [6] prévoit que le chef d'équipe désigne formellement un équipier « appui chef de colonne ». Cette fiche prévoit aussi que le chef d'équipe ordonne certaines actions aux équipiers et à l'« appui chef de colonne » désigné. Ces actions n'ont pas été réalisées lors du briefing. Le chef de colonne n'a pas semblé s'appuyer sur sa fiche d'action durant la phase de mobilisation. La fiche d'action de « l'appui chef de colonne » prévoit que celui-ci dresse la liste des agents présents selon la liste qui figure en page 11 de la référence [6]. Les inspecteurs n'ont pas observé cette action. Lors du briefing, le chef de colonne n'était pas conscient de l'absence de 2 de ses équipiers. La fiche d'action de l'équipier RP mentionne qu'en phase 1 (avant le départ), l'équipier RP retire le film témoin des dosimètres banalisés du lot de départ afin de le laisser au hangar FARN. Les inspecteurs ont constaté que l'équipier RP n'avait pas réalisé cette action. L'article 4.2 de l'annexe de la décision en référence [3] dispose que *« l'exploitant s'assure périodiquement que* le contenu des formations, des mises en situation et des exercices est adapté aux compétences requises des équipiers. » Demande A3 : je vous demande de rappeler à l'ensemble des équipiers du service régional FARN de Dampierre qu'ils doivent s'appuyer sur les fiches d'action du référentiel documentaire interne en lien avec leur fonction au sein de l'organisation définie, qu'ils doivent réaliser les actions listées qui leur reviennent et en vérifier l'exhaustivité. Les inspecteurs ont poursuivi l'observation des actions réalisées par le chef de colonne. Lors de son appel vers l'expert national FARN (ENF), celui-lui a mentionné une liste des équipiers d'astreinte à mettre à jour dans le système de transmission de l'alerte. Les inspecteurs ont également constaté que certains équipiers du service ont changé de fonction récemment.
L'article 4.1 de l'annexe de la décision en référence [3] dispose que « l'exploitant met en œuvre les dispositions organisationnelles lui permettant de s'assurer que ces effectifs et ces compétences sont mobilisables à tout moment ». Demande A4 : je vous demande de vérifier et mettre à jour la liste des équipiers du service régional de la FARN de Dampierre prise en compte au niveau national pour lancer l'alerte, en tenant compte des récents mouvements de personnels. Les inspecteurs ont constaté que le semi-remorque DAM SM2 ne comporte pas d'identification sur l'avant du véhicule. L'article 6.2 de l'annexe de la décision en référence [3] dispose que « l'exploitant tient à jour la liste des moyens matériels identifiés pour la gestion des situations d'urgence ». Demande A5 : je vous demande de mettre en place l'identification du semi-remorque DAM SM2 et de vérifier la présence de l'identification des autres véhicules de la flotte.
## 4 Examens Documentaires En Salle Après Le Départ De La Colonne
Les inspecteurs s'attendaient à assister à un inventaire plus détaillé du matériel embarqué sur les véhicules lors de la préparation du départ de la colonne. Les représentants du service FARN régional ont expliqué que l'inventaire et la revue de conformité des équipements ne sont pas réalisés lors d'un départ car ils ont été faits en amont, lors des vérifications hebdomadaires d'opérabilité. Cette vérification est réalisée tous les jeudis. Les inspecteurs ont consulté le compte-rendu de la vérification d'opérabilité des équipements du jeudi précédant le départ, soit celle du 5 septembre. Le cas du camion grue CG2 a retenu leur attention.
Le camion grue CG2 était au garage jusqu'au vendredi 6 septembre. Il a été rechargé et est parti lundi matin 9 septembre avec l'échelon 2 vers la centrale de Golfech sans que l'opérabilité n'ait été formalisée dans un formulaire de vérification. Cette vérification était planifiée pour le jeudi suivant, soit le 12 septembre. Le mode opératoire de contrôle de l'opérabilité d'une colonne FARN (D40081011180412 ECH2) prévoit pourtant des vérifications qui semblent indispensables lors d'un rechargement après une période d'indisponibilité telle que celle-ci (contrôle de pression des pneus par exemple).
La nacelle qui appartient au matériel du camion grue CG2 était indisponible pour cause d'absence de qualification par l'Apave le jeudi 5 septembre. Or cette indisponibilité n'était pas mentionnée dans le compte-rendu de vérification d'opérabilité du 5 septembre.
Lors de l'exercice du 9 septembre, le camion CG2 est ainsi parti sans sa nacelle. Les inspecteurs notent cependant favorablement que le chef de colonne a informé l'ENF de l'ONC de cette absence avant le départ et que l'ENF a donné son accord, l'indisponibilité de la nacelle de la FARN Dampierre pouvant être compensée par les autres colonnes mobilisées. Vous avez par ailleurs indiqué aux inspecteurs qu'une réflexion était en cours pour supprimer cette nacelle du matériel requis de la FARN locale. L'article 6.4 de l'annexe de la décision en référence [3] dispose que « les moyens matériels identifiés pour la gestion des situations d'urgence,…, sont localisés, entretenus, testés et vérifiés régulièrement. » Demande A6 : je vous demande de mettre en place les dispositions permettant de garantir la réalisation des vérifications « opérabilité » des véhicules chargés dès que nécessaire, et en tout état de cause avant la sortie des véhicules pour intervention après un rechargement. Je vous demande d'assurer la traçabilité de ces vérifications en supplément des vérifications hebdomadaires réalisées. Demande A7 : je vous demande de rendre opérationnelle la nacelle du camion grue n° 2 dans les plus brefs délais, sans attendre d'acter officiellement de son éventuelle suppression. Je vous demande de me transmettre la justification de la suppression de cette nacelle le cas échéant. Les inspecteurs ont ensuite contrôlé la formation, l'habilitation et le maintien des compétences des équipiers du service régional de la FARN.
Les équipiers suivent un cursus de formation initiale « AK FARN » avant d'être habilités à prendre leur tour d'astreinte dans la FARN. Les enseignements de l'AK FARN sont validés par un exercice final comme explicité dans le plan type de formation 2019 référencé D327618000333 transmis à l'ASN à l'issue de l'inspection. Ce plan type de formation précise également que le carnet individuel de formation (CIF) fait foi en matière de formation des équipiers FARN. Les inspecteurs ont consulté plusieurs dossiers CIF des équipiers du service régional FARN. Ils ont constaté que les CIF consultés ne comportent pas les titres individuels d'habilitation à jour et que le suivi des formations de l'AK FARN n'est pas tracé. Un formulaire de validation d'entrée dans le tour d'astreinte FARN signé de l'agent et de son chef de service se trouve dans le dossier de l'agent. Ce formulaire ne précise pas sur quelle base ou sur quel critère cette habilitation est délivrée.
L'article 4.2 de l'annexe de la décision en référence [3] dispose que « le développement et le maintien des compétences des équipiers de crise reposent notamment sur des formations, des exercices de crise et des mises en situation. La formation, qui porte notamment sur le contenu du plan d'urgence interne, est renouvelée périodiquement. Elle est en outre renouvelée à chaque évolution notable du plan d'urgence interne et chaque fois que nécessaire, notamment en cas de changement d'affectation à une fonction PUI. L'exploitant s'assure périodiquement que le contenu des formations, des mises en situation et des exercices est adapté aux compétences requises des équipiers.»
L'article 4.3 de l'annexe de la décision en référence [3] dispose que « l'exploitant désigne les personnes autorisées à occuper chaque fonction PUI, en veillant au respect des exigences des articles 4.1 et 4.2 de l'annexe à la présente décision. » L'article 4.5 de l'annexe de la décision en référence [3] dispose que « lorsque l'exploitant a prévu des dispositions pour assurer un renfort tant matériel qu'humain au niveau local pour la gestion à long terme d'une situation d'urgence[…] cette organisation entre dans le champ d'application des dispositions du présent titre ». Demande A8 : je vous demande de compléter les dossiers CIF des équipiers du service régional FARN de Dampierre avec les formulaires de synthèse des titres d'habilitation à jour. Demande A9 : je vous demande d'inclure l'attestation de suivi de l'AK FARN et de la réalisation de l'exercice final de validation de l'AK dans le dossier CIF des équipiers FARN susceptibles d'assurer l'astreinte de la FARN. Demande A10 : je vous demande de définir les critères qui permettent à un équipier FARN d'entrer dans le tour d'astreinte. Je vous demande de tracer le respect de ces critères sur le formulaire d'entrée dans le tour d'astreinte des équipiers FARN.
## B. Compléments D'Information Mise En Situation
Le chef de service, présent avec les inspecteurs dès 6h dans la salle de briefing le jour de l'inspection, a mentionné qu'il n'avait pas été destinataire de l'alerte, ni des informations transmises par l'ENF le jour de l'exercice car il n'était pas d'astreinte le 9 septembre. Demande B1 : je vous demande d'étudier l'opportunité d'informer les chefs du service régional de la FARN, même hors astreinte, d'une mobilisation partielle ou totale des colonnes de son service. Vous m'informerez des conclusions auxquelles vous aurez abouti. Suppléance La colonne mobilisée le jour de l'inspection était la colonne n° 4. Parmi ses 13 membres, 3 étaient indisponibles : l'un d'entre eux pour assister à une formation sur l'exercice à Golfech et les deux autres ont quitté le service mais ne sont pas encore remplacés. Deux équipiers des colonnes 1 et 5 ont donc été mobilisés. Les inspecteurs constatent que les personnes indisponibles de la colonne 4 étaient des équipiers « intervention » et « logistique », alors que leurs remplaçants le jour de l'exercice étaient tous les deux des équipiers « logistique ». Demande B2 : je vous demande de m'informer des règles permettant d'assurer l'équivalence des compétences entre équipiers de viviers différents.
## Délai De Sortie Du Site
Le délai de départ d'une colonne du site est fixé à 2 heures dans la note d'organisation « phase tactique » D4008.10.11.12 0497. Les inspecteurs ont constaté que ce délai a été respecté, mais sans aucune marge. Or, le départ de colonne du 9 septembre était un exercice planifié et, d'autre part, il concernait la colonne échelon 2 qui dispose de moins de véhicules que la colonne échelon 1.
Demande B3 : je vous demande de tirer le retour d'expérience de la mise en situation de départ de colonne lors de l'exercice du 9 septembre 2019 et d'engager une réflexion visant à dégager la marge de temps nécessaire pour garantir la sortie d'une colonne échelon 1 en 2 heures en situation inopinée.
## Suivi Du Maintien En Compétences
Les représentants du service régional FARN ont précisé aux inspecteurs que le suivi de la participation des équipiers à des exercices dans le cadre du maintien en compétences est réalisé par le chef de colonne via un outil de planification-suivi dédié. Demande B4 : je vous demande de me transmettre la synthèse de ce suivi de participation aux exercices/entrainements pour les 13 équipiers ayant constitué la colonne échelon 2 mobilisée lors de l'exercice du 9 septembre 2019.
## C. Observation
C1 - Je vous remercie de transmette à l'ASN les photos prises à la demande des inspecteurs par vos représentants lors de cette 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 et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de la division d'Orléans, Signé par Alexandre HOULÉ
7 |
INSSN-OLS-2019-0655 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-043672 Orléans, le 15 octobre 2019 Monsieur le Directeur du Centre nucléaire de Production d'Electricité de BELLEVILLE-SURLOIRE
BP 11 18240 LERE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville - INB n° 127 et 128 Inspection n° INS-OLS-2019-0655 du 25 septembre 2019
« Génie civil »
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 dit arrêté INB
[3] Courrier référencé DSIN-GRE/SD2/N°238-2001 du 09 novembre 2001 du directeur adjoint au directeur de la sûreté des installations nucléaires 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 25 septembre 2019 sur le CNPE de Belleville sur le thème « génie civil ». 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 25 septembre 2019 avait pour objectif de contrôler le suivi et le maintien en bon état des ouvrages de génie civil du CNPE de Belleville. Ainsi, les points suivants ont été examinés par sondage par l'équipe d'inspection :
- l'organisation générale du site en matière de maintenance des ouvrages de génie civil ;
- la surveillance des prestataires ; - la caractérisation et le traitement des défauts détectés sur les ouvrages génie civil du CNPE ; - l'application des programmes de maintenance définis par l'exploitant pour s'assurer du respect des exigences définies sur les ouvrages génie civil du CNPE ;
- la conformité aux plans et l'état des ancrages d'équipements sélectionnés par sondage.
Concernant l'application des programmes de maintenance, l'organisation de la section génie civil et les outils de suivi utilisés permettent de respecter les périodicités des contrôles et les délais en matière de caractérisation et traitement des défauts dans les ouvrages de génie civil concernés. Ces périodicités et délais sont fixés par la règlementation et déclinés dans les référentiels EDF. L'organisation de la section et l'utilisation de l'outil Argos déployé récemment permettent de formaliser la définition et le suivi de l'avancement des programmes de surveillance des prestataires. Au cours de la visite terrain, les inspecteurs se sont rendus sur des ouvrages de génie civil du réacteur n°1 et notamment sur le dôme du bâtiment réacteur (BR), dans le bâtiment de traitement des effluents, sur certaines toitures de l'ilot nucléaire, dans la station de pompage, dans la rétention de la bâche du système de « traitement et refroidissement d'eau des piscines » (PTR), dans le bâtiment combustible (BK). Cette visite a permis de mettre en évidence un bon état général des installations.
Par ailleurs, le contrôle par sondage de l'état et de la conformité aux plans des ancrages d'équipements situés dans le BK du réacteur n°1, n'amène pas de remarque de la part des inspecteurs. Quelques écarts ont cependant été identifiés concernant le suivi des délais d'analyse des défauts détectés et l'analyse de leurs nocivités.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Suivi des délais d'analyse des défauts détectés en dehors d'un contrôle au titre d'un programme de maintenance préventive Les articles 2.6.2 et 2.6.3 de l'arrêté du [2] requiert que *« l'exploitant procède dans les plus brefs délais, à l'examen* de chaque écart […]. » et que *« L'exploitant s'assure, dans les délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts […]. »*. Le courrier du [3] requiert que « le délai entre la détection du défaut et son classement, à l'issue de l'analyse de nocivité (ADN), n'excédera pas 6 mois. Autrement dit, les actions de traitement et leurs échéances, devront avoir été définies au plus tard 6 mois après la détection du défaut ». La section GC dispose d'outils permettant le suivi formalisé des délais de classement, suite à analyses de nocivité, des défauts détectés dans le cadre des contrôles au titre des programmes de maintenance préventive. Le suivi des délais de classement des défauts détectés en dehors de ces contrôles n'est quant à lui pas réalisé.
2 Les inspecteurs n'ont pas constaté d'exemple de dépassement du délai de six mois entre la détection d'un défaut et son classement à l'issu d'une analyse. Cependant, l'absence de formalisation du suivi des délais de classement de certains défauts pourrait conduire au dépassement de ce délai de six mois.
Demande A1 : je vous demande de mettre en place un suivi formalisé du délai d'analyse des défauts détectés en dehors des contrôles au titre des programmes de maintenance préventive. Vous me préciserez les actions que vous comptez mettre en place pour y parvenir.
##
Exhaustivité des risques dans les analyses de nocivité des écarts détectés lors d'un contrôle au titre d'un programme de maintenance préventive L'article 2.6.2 de l'arrêté du [2] requiert que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer : - son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas échéant, s'il s'agit d'un événement significatif ; - s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ; - si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre. » Dans le cadre de la réalisation d'un contrôle au titre d'un plan de maintenance préventive, vous avez constaté la présence de fissures sur l'interface entre les galeries techniques et les galeries SEC. Ce défaut a fait l'objet d'une analyse de nocivité qui s'est attachée à étudier uniquement la conformité de ce défaut avec les exigences requises par le PBMP à l'origine de la détection. Ces exigences portent principalement sur la maitrise du risque d'inondation d'origine externe. L'analyse de nocivité n'a pas étudié la conformité par rapport au référentiel « inondation interne » et notamment le risque d'inondation d'une galerie vers l'autre.
Ce dernier référentiel fait l'objet de contrôles au titre d'un autre plan de maintenance préventive à réaliser l'année prochaine. Lors de la réalisation d'une analyse de nocivité, ne pas intégrer l'ensemble des risques ne vous permet pas lors de « l'examen de chaque écart, […] de déterminer : - son importance pour la protection des intérêts […] ; - 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. » Demande A2 : je vous demande de vous assurer que l'ensemble des risques et référentiels applicables sont intégrés lors de l'analyse de nocivité d'un écart. Vous me préciserez les actions que vous comptez mettre en place pour y parvenir.
## B. Demandes De Compléments D'Information
Suivi du traitement de l'ensemble des non-conformités sur des activités importantes pour la protection dans le cadre de la surveillance des prestataires L'article 2.5.6 du chapitre V 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 a posteriori le respect des exigences définies. » L'utilisation de l'outil Argos déployé récemment permet de formaliser le suivi du programme de surveillance de chaque prestataire, notamment dans le cadre d'activités importantes pour la protection. Les non-conformités relevées lors d'une surveillance sont renseignées dans l'outil.
Les inspecteurs ont constaté qu'il n'y avait pas de suivi formalisé de l'ensemble des traitements de ces nonconformités. Seuls certains traitements font l'objet d'un suivi à travers une fiche de non-conformité, d'un PA ou d'une DT. Les critères entrainant le suivi d'un traitement n'ont pas été précisés lors de l'inspection.
Concernant les activités importantes pour la protection, cette absence de suivi formalisé de l'ensemble des traitements pourrait ne pas permettre une traçabilité des « actions de vérification et d'évaluation […] permettant de démontrer a priori et a posteriori le respect des exigences définies ».
Demande B1 : je vous demande de me préciser la démarche mise en œuvre pour suivre le traitement de l'ensemble des non-conformités détectées lors de la surveillance des prestataires. Concernant les activités importantes pour la protection, vous me préciserez comment vous identifiez les non-conformités susceptibles de remettre en cause le respect des exigences définies et comment vous suivez leur traitement.
Critère de déclaration des événements intéressant la sureté Le courrier [3] requiert que « tout défaut susceptible de remettre en cause immédiatement ou à très court termes une fonction de sûreté est au moins un événement intéressant la sûreté […] ». Les critères retenus pour la définition d'un événement intéressant la sureté relatif au génie civil n'ont pas été présentés lors de l'inspection. Demande B2 : je vous demande de me préciser les critères retenus pour la définition d'un événement intéressant la sureté.
Présence de défauts sur le toit du bâtiment réacteur Sur le toit du bâtiment réacteur, les inspecteurs ont constaté la présence d'orifices de plusieurs centimètres de diamètres remplis d'eau et de résidus. Les représentants de la section génie civil ont expliqué que ces orifices avaient pour origine la construction du bâtiment et n'avaient pas été rebouché depuis. Demande B3 : je vous demande de me transmettre la caractérisation de ces défauts et de me préciser l'impact à court et long termes de ces orifices sur l'état du béton du toit du bâtiment réacteur.
## C. Observations
C1 : Les inspecteurs ont constaté la présence de débris (morceaux de sas) sur une toiture du bâtiment combustible. Ces débris semblaient provenir du chantier voisin sur le filtre à sable et présentaient un danger pour les personnes présentes sur site s'ils s'envolaient à nouveau. Ces débris ont été retirés suite à l'inspection. C2 : Concernant l'application des programmes de maintenance, l'organisation de la section génie civil et les outils de suivi utilisés permettent de respecter les périodicités des contrôles et les délais en matière de caractérisation et traitement des défauts dans les ouvrages de génie civil concernés. C3 : A la lecture des documents présentés par vos représentants, les inspecteurs ont constatés qu'en 2019 toutes les analyses de nocivité ont été réalisées en respectant les délais réglementaires.
C4 : La surveillance de vos prestataires est réalisée à l'aide de l'outil Argos, déployé récemment sur le site. Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs que lorsqu'une non-conformité est constatée, le surveillant doit la notifier au prestataire et lui demander de signer l'interface Argos pour s'assurer qu'il a bien pris connaissance du constat. Les inspecteurs ont observé que cette bonne pratique n'est que rarement suivie.
C5 : Les inspecteurs ont contrôlé la conformité aux plans des ancrages dans le génie civil de certains équipements EIP sélectionnés par sondages : pompes des circuits « injection de sécurité » (RIS) et « aspersion - recirculation aspersion » (EAS). Les ancrages contrôlés étaient globalement en bon état et conformes aux plans transmis par l'exploitant. Des traces de corrosion ont néanmoins été observées sur les ancrages des supports de petits diamètres à proximité de 2EAS937VB. C6 : L'équipe d'inspection a constaté un entreposage d'échafaudages et de divers matériels dans la rétention de la bâche PTR sans fiche d'identification. L'entreposage de matériel dans une rétention peut diminuer la capacité disponible de rétention et entrainer une non-conformité à la 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.
Un entreposage non identifié de bidon de soude vide a également été constaté dans le bâtiment de traitement des effluents.
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 Signée par : Christian RON
6 |
INSSN-LYO-2019-0365 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 25 octobre 2019 Réf. : CODEP-LYO-2019-045463 Monsieur le directeur Orano Cycle BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Installation : Orano Cycle - installation TU5 (INB n° 155)
Thème : « Maîtrise des rejets d'effluents liquides en situation d'étiage » Identifiant à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2019-0365 du 24 septembre 2019
## Réf. :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 5 février 2008 portant homologation de la décision n° 2007-DC-0075 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 4 décembre 2007 fixant les limites de rejet dans l'environnement des effluents liquides et gazeux de l'installation nucléaire de base n° 155, dénommée TU 5, exploitée par AREVA NC sur la commune de Pierrelatte (Drôme) [3] Décision n° 2007-DC-0076 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 4 décembre 2007 portant prescriptions relatives aux modalités de prélèvement et de consommation d'eau, au transfert d'effluents liquides et aux rejets dans l'environnement d'effluents liquides et gazeux de l'installation nucléaire de base n° 155, dénommée TU5, exploitée par AREVA NC sur le territoire de la commune de Pierrelatte (Drôme)
## 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 [1], une inspection inopinée de vos installations a eu lieu le 24 septembre 2019, afin de contrôler les modalités de gestion des rejets d'effluents radioactifs liquides en situation d'étiage du canal de Donzère-Mondragon. 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, pas les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection inopinée du 24 septembre 2019 avait pour objectif de contrôler le respect des prescriptions applicables à l'installation TU5 en matière de gestion des rejets d'effluents liquides ainsi que des conditions particulières, organisationnelles et techniques, imposées par l'ASN concernant la gestion de ces rejets en situation d'étiage. Les inspecteurs ont examiné les dispositions organisationnelles et opérationnelles mises en œuvre sur l'installation TU5 en matière de gestion des rejets d'effluents liquides. Concernant la gestion de ces rejets en situation d'étiage, les inspecteurs ont notamment examiné l'organisation mise en place en matière de coordination avec les autres exploitants de la plate-forme (autres installations Orano et centrale nucléaire EDF) et ont également contrôlé divers documents de suivi des derniers transferts et rejets d'effluents liquides effectués en situation d'étiage.
Il ressort de cette inspection que l'organisation mise en œuvre par l'installation TU5 en matière de gestion des rejets d'effluents radioactifs liquides en situation d'étiage est globalement satisfaisante mais doit être améliorée sur certains points.
## A. Demandes D'Actions Correctives Anticipation De L'Épisode D'Étiage
Le VII de l'article 12 de l'annexe de la décision [3] indique : « L'activité volumique ajoutée, calculée après dilution totale dans les eaux du canal, ne doit pas dépasser, en valeur moyenne quotidienne, pour les rejets de bassins de dilution contenant des effluents issus de l'installation TU5 :
- 10 mBq/L pour l'ensemble des isotopes de l'uranium ;
- 200 mBq/L pour l'ensemble des produits de fission (hors tritium et carbone 14) ;
- 50 µBq/L pour les transuraniens.
Les modalités de rejet précisées ci-dessus ne sont applicables que pour un débit du canal compris entre 400 et 2 000 mètres cubes par seconde et un débit du Rhône à Caderousse inférieur à 4 000 mètres cubes par seconde. En dehors de ces limites de débit, les modalités de rejet sont soumises à l'accord préalable du directeur général de l'Autorité de sûreté nucléaire. »
En application de cet article et compte-tenu 1/ du débit faible du canal de Donzère-Mondragon et 2/
de l'état de remplissage des différentes capacités d'entreposage affectées à TU5, vous avez sollicité l'accord de l'ASN pour pouvoir procéder à des rejets y compris lorsque le débit du canal de DonzèreMondragon est inférieur à 400 m3/s.
Conformément à l'annexe de la décision [3], l'installation TU5 dispose de trois réservoirs de 70 m3 réservés au stockage intermédiaire des effluents dénommés RF13, RF14 et RF15. Ces effluents sont ensuite transférés à la station de traitement des effluents chimiques (STEC) de l'INBS, qui procède au rejet de ces effluents dans le canal de Donzère-Mondragon, conformément à son autorisation de rejet.
A cet effet, l'exploitant de TU5 dispose, au niveau de la STEC, d'un réservoir spécifiquement affecté à son usage et identifié R004.
Les inspecteurs se sont intéressés aux derniers transferts des réservoirs RF vers le réservoir R004 de la STEC et aux derniers rejets du réservoir R004 dans le canal de Donzère-Mondragon. Avant l'épisode d'étiage de mi-septembre, les inspecteurs notent que le dernier rejet du réservoir R004 a été réalisé le 2 août 2019.
Il s'avère donc que l'épisode d'étiage actuel a été insuffisamment anticipé. En effet, des rejets plus réguliers auraient pu être effectués en août, alors que le débit du canal était encore suffisant, afin d'éviter un engorgement des différentes capacités d'entreposage des effluents (réservoirs RF et R4).
Demande A1 : Je vous demande de prendre des dispositions pour mieux anticiper à l'avenir les périodes d'étiage qui ont lieu chaque année en fin d'été.
## Suivi Du Débit Du Canal De Donzère Mondragon
Les inspecteurs ont relevé que l'installation TU5 ne dispose pas d'un suivi en continu et en temps réel du débit du canal de Donzère-Mondragon et qu'aucune alarme n'est disponible si le débit devient inférieur à la valeur de 400 m3/s (ou autre valeur dans le cadre d'un accord préalablement délivré par l'ASN). Il n'est donc pas possible de vérifier que, lorsqu'un rejet est effectué, les conditions de débit fixées au VII de l'article 12 de l'annexe de la décision [3] sont respectées durant toute la durée du rejet.
Demande A2 : Je vous demande de mettre en place une surveillance du débit du canal de Donzère-Mondragon pendant les opérations de rejet pour vous assurer que le débit reste supérieur à la valeur de 400 m3/s (ou autre valeur en cas d'accord préalable délivré par l'ASN)
et permettre l'interruption du rejet dès que le débit du canal devient inférieur à cette valeur.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Dispositions Renforcées De Surveillance Des Rejets
Dans l'accord délivré par l'ASN relatif à la période d'étiage de septembre 2019, il est demandé à l'installation TU5 de mettre en œuvre des dispositions renforcées de surveillance des rejets pendant toute la période d'étiage. En particulier, il est demandé de vérifier, au moyen de prélèvements et de mesures appropriés, le respect des valeurs-limites fixées au VII de l'article 12 de l'annexe de la décision [3] en complément des calculs habituellement effectués pour effectuer cette vérification. Demande B1. Je vous demande de me communiquer les résultats d'analyse de cette surveillance renforcée de l'ensemble des rejets effectués au cours de la période d'étiage commencée en septembre 2019.
## Retour D'Expérience Des Rejets Effectués En Situation D'Étiage Du Canal De Donzère-Mondragon
Les épisodes d'étiage étant de plus en plus fréquents et pouvant être de plus en plus longs, les inspecteurs considèrent important qu'un retour d'expérience commun à l'ensemble des installations de la plate-forme du Tricastin (exploitées par Orano et EDF) soit réalisé pour la période d'étiage actuelle. Il conviendra en particulier de lister l'ensemble des rejets effectués par les différents opérateurs en indiquant les conditions de rejet. Le respect des valeurs-limites fixées par les décisions [2] et [3] devra être vérifié en tenant compte du débit réel du canal de Donzère-Mondragon pendant toutes les opérations de rejet (et non pas du débit mesuré en amont du rejet). Le détail des prélèvements et mesures réalisés pendant toute la période concernée devra également être fourni. À partir de ce retour d'expérience, vous présenterez les éventuelles pistes d'amélioration que vous aurez identifiées afin de faciliter à l'avenir la gestion de tels épisodes, de mieux les anticiper et d'en limiter l'impact sur l'environnement. Dans ce cadre, vous vous attacherez notamment à étudier les possibilités d'augmentation des volumes d'entreposage des effluents avant rejet. Demande B2 : Je vous demande de me transmettre, sous 6 mois, ce retour d'expérience relatif à la période d'étiage de septembre-octobre 2019, réalisé conjointement avec les autres exploitants de la plateforme du Tricastin.
## C. Observations Information De L'Asn
Dans l'accord délivré par l'ASN relatif à la période d'étiage de septembre 2019, il est demandé à l'installation TU5 d'informer quotidiennement, par courriel, la division de Lyon et la direction de l'environnement et des situations d'urgence sur l'état de remplissage des capacités d'entreposage, sur les opérations de rejets effectués, ainsi que sur l'évolution et les prévisions d'évolution du canal de Donzère-Mondragon.
Lors de l'inspection, les inspecteurs de l'ASN ont insisté sur l'importance de l'envoi de ces informations quotidiennes.
## Coordination Avec Les Exploitants Des Autres Installations Du Site Du Tricastin (Orano Et Edf)
Pour la période d'étiage de septembre 2019, l'ASN a demandé à l'installation TU5 de se coordonner avec les exploitants des autres installations du site Orano et du CNPE du Tricastin pour que des effluents radioactifs ne soient pas rejetés simultanément quand le débit du canal de DonzèreMondragon est inférieur à 400 m3/s.
Les inspecteurs ont pu vérifier que cette coordination fait l'objet d'appels téléphoniques suivis d'un échange de courriels entre les différents services.
L'ASN considère qu'il s'agit d'une bonne pratique qu'il y a lieu de pérenniser pour la gestion des rejets lors de toute situation d'étiage.
�
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division, SIGNÉ
Éric ZELNIO
|
INSSN-LYO-2019-0394 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 5 décembre 2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2019-050593 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Bugey CNPE du Bugey BP 60120 01155 LAGNIEU Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Bugey (INB nos 87 et 88)
Inspection INSSN-LYO-2019-0394 du 18 septembre 2019 Thème : « Surveillance du service inspection reconnu »
## Référence À Rappeler Dans Vos Correspondances : Inssn-Lyo-2019-0394
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son article L.557-46.
[2] Décision ministérielle BSEI 13-125 du 31 décembre 2013 relative aux services d'inspection reconnus
[3] Arrêté ministériel du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle du respect des dispositions relatives aux équipements sous pression implantés dans une installation nucléaire de base (INB) telles que définies à l'article L. 557-46 du code de l'environnement, une inspection courante du service d'inspection reconnu (SIR), relative à l'examen du respect des dispositions de la décision ministérielle BSEI 13-125 du 31 décembre 2013, a eu lieu le 18 septembre 2019 sur la centrale nucléaire du Bugey. 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 septembre 2019 portait sur le thème « surveillance du service d'inspection reconnu ». Cette inspection visait à évaluer la prise en compte des dispositions de la décision ministérielle BSEI 13-125 du 31 décembre 2013 qui détermine les conditions et les exigences de l'administration pour l'habilitation et la reconnaissance d'un SIR. Les inspecteurs ont examiné plus particulièrement :
- la déclinaison effective des actions correctives définies par le SIR en réponse aux constats relevés lors de la précédente inspection de l'ASN ;
- la gestion des compétences des membres du SIR par le biais des aspects formation, habilitation et surveillance ;
- la gestion et le suivi des activités qui relèvent des missions du SIR et qui sont sous traitées ;
- des dossiers d'équipement, par sondage, afin d'apprécier la mise en œuvre des actions de contrôle définies dans les plans d'inspection ainsi que le positionnement du SIR dans le cadre de réparations d'équipements (détermination de la notabilité de l'intervention, validation du cahier des charges).
Les inspecteurs ont pu constater que le SIR avait traité avec rigueur les constats établis à la suite de la précédente visite. La gestion des compétences, et en particulier le suivi de l'acquisition des compétences par le compagnonnage, prévu pour les nouveaux agents du service en vue de leur certification comme UIC niveau 1 mais également pour les inspecteurs déjà UIC niveau 1 qui préparent le niveau 2, est apparue particulièrement complète et bien renseignée. Concernant la sous-traitance, les inspecteurs considèrent que le SIR assure une surveillance effective des prestataires qui mettent en œuvre certaines actions de contrôle définies dans les plans d'inspection des équipements sous pression.
## A. Demandes D'Actions Correctives La Surveillance Des Membres Du Personnel
Le référentiel de reconnaissance du service inspection prévoit au paragraphe 6.19 de l'annexe 1 de la BSEI 13-125 que « *L'activité de surveillance des membres du personnel (« observation » au sens du § 6.1.9 de la* norme 17020) concerne les inspections réalisées en propre par le service inspection. Elle comprend a minima :
*l'examen régulier des rapports et comptes rendus d'inspection,*
une action de surveillance sur site de chaque inspecteur tous les 2 ans.
Ces actions de surveillance font l'objet d'une procédure documentée et donnent lieu aux enregistrements correspondants. Un planning et des rapports sont notamment établis. »
La note d'EDF D5110/NT/07103 « *Note Technique Activités sous traitées par le SIR et surveillance associées et* complémentaire » indice 8 prévoit que « l'activité de surveillance comprend un examen régulier des rapports et comptes rendus d'inspection (tous les 2 ans). 2 comptes rendus seront réalisées à chaque surveillance (ceci se traduit par l'examen par sondage par le RSI de quelques rapport d'inspection rédigées par les inspecteurs habilités) ». Les dispositions prévues dans cette note technique ne permettent pas de satisfaire les exigences du paragraphe 6.19 de l'annexe 1 de la BSEI 13-125. En effet, dans la BSEI 13-125, il est clairement fait la distinction entre la surveillance ponctuelle sur site de chaque inspecteur tous les 2 ans et l'examen régulier des rapports et comptes rendus. Prévoir un examen des rapports et comptes rendus avec la même fréquence que la surveillance ponctuelle, tel que le prévoit la note précitée, ne répond pas à l'attendu.
Dans les faits, vos représentants ont présenté des comptes rendus de réunion du SIR dans lesquels sont abordés des points relevés lors de l'examen de 5 rapports en fin d'année 2018 et de rapports émis à l'occasion de l'arrêt du réacteur n° 4 pour maintenance et changement partiel du combustible en 2019.
Par ailleurs, l'ensemble des documents du SIR émis par ses inspecteurs vont l'objet d'une vérification à l'occasion de l'approbation. Ces actions d'examen des rapports et comptes rendus d'inspection avec un partage des observations formulées dans le cadre des réunions de service et une traçabilité au travers du compte rendu de réunion peuvent contribuer à répondre à l'exigence d'un examen régulier des rapports et compte rendus d'inspection, sous réserve d'une fréquence minimale de ces actions attestant de leur caractère régulier.
Demande A1 : Je vous demande de réviser les modalités retenues afin que la surveillance des membres du personnel soit conforme aux exigences définies au paragraphe 6.19 de l'annexe 1 de la BSEI 13-125. Vous modifierez la note D5110/NT/07103 en conséquence.
## La Sous-Traitance
Les paragraphes 6.3.1 et suivants de l'annexe 1 de la BSEI 13-125 définissent les conditions dans lesquels le SIR peut sous-traiter des parties de l'inspection des équipements sous pression.
Ainsi il est imposé que :
- le SIR tienne un registre de tous ses sous-traitants ;
- les sous-traitants fassent l'objet d'une évaluation préalable puis périodique, sauf si le sous-traitant est titulaire d'une accréditation au titre de la norme NF EN ISO/CEI 17020 couvrant l'activité sous-traitée ou s'il appartient au même groupe que le SIR et que son personnel est qualifié pour cette activité ;
- le recours à un sous-traitant doit obligatoirement se faire selon un cahier des charges validé par le SIR ;
- le SIR réalise périodiquement la surveillance des sous-traitants.
L'examen de quelques dossiers d'activités sous-traitées a mis en évidence que le SIR satisfaisait à ses obligations en la matière. Ainsi, pour les examens non destructifs par exemple, dans le registre des soustraitants sont identifiées les sociétés qui disposent du personnel qualifié pour réaliser ces activités et qui viennent effectivement réaliser les actions prévues dans les plans d'inspection. Le SIR réalise périodiquement les actions de surveillance sur site des intervenants de ces sociétés.
La consultation des comptes rendus de surveillance a mis en évidence une action de surveillance de la Direction Industrielle d'EDF, entité qui appartient donc au même groupe que le SIR, lorsque celle-ci a réalisé une prestation de sous-traitance pour le SIR (réalisation d'une activité de contrôle prévue dans un plan d'inspection) sans que cette entité soit enregistrée dans le registre des sous-traitants.
## Demande A2 : Je Vous Demande De Compléter Le Registre Des Sous-Traitants Du Sir. Définition Du Caractère Notable D'Une Intervention
Il a été procédé, par sondage, à l'examen de dossiers d'équipements sous pression ayant fait l'objet d'une réparation. Le SIR doit se prononcer sur le caractère notable ou non de l'intervention. La vérification menée n'a pas conduit à identifier de situation en écart avec le guide AQUAP 99/13 de classification des interventions sur les équipements sous pression soumis à la réglementation française.
Néanmoins dans le dossier d'intervention sur l'équipement 3 GSS 001 ZZC (rechargement de la calandre), il est apparu que la justification du caractère non notable du rechargement d'une zone corrodée était partielle, puisqu'elle reposait uniquement sur la surface de la zone réparée alors que devaient être également pris en compte, pour apprécier le caractère notable ou non de l'intervention la classe du matériau ainsi que la profondeur d'affouillement. Les éléments disponibles dans le dossier de réparation ont permis de valider a posteriori la position retenue par le SIR.
Demande A3 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin que tous les éléments à prendre en compte dans l'évaluation de la notabilité d'une intervention soient tracés dans l'analyse du SIR.
## Registre
L'article 6 de l'arrêté du 20 novembre 2017 impose que « L'exploitant établit pour tout équipement fixe entrant dans le champ d'application de l'article L.557-30 du code de l'environnement un dossier d'exploitation qui comporte les informations nécessaires à la sécurité de son exploitation, à son entretien, à son contrôle et aux éventuelles interventions. Il le met à jour et le conserve pendant toute la durée de vie de ce dernier. Ce dossier peut se présenter sous forme de documents sur papier ou numériques. […]
Ce dossier comprend également les informations suivantes relatives à l'exploitation :
- […]
- un registre où sont consignées toutes les opérations ou interventions datées relatives aux contrôles, y compris de mise en service le cas échéant, aux inspections et aux requalifications périodiques, aux incidents, aux évènements, aux réparations et modifications ; […] » Le jour de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter le registre sous forme de documents sur papier ou numériques relatif à l'équipement 3 SAR 245 BA.
Demande A4 : Je vous demande de m'indiquer les dispositions retenues afin de respecter l'article 6 de l'arrêté du 20 novembre 2017.
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. 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 de Lyon de l'ASN
Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-LYO-2019-0455 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 9 août 2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2019-035373 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin CS 40009 26131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Tricastin (INB nos 87 et 88)
Inspection du 31 juillet 2019 relative à la conduite des réacteurs en situations d'accident Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment le livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Référence à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2019-0455 du 31 juillet 2019 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des INB
prévu au code de l'environnement [1], une inspection courante a eu lieu le 31 juillet 2019 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Tricastin.
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 31 juillet 2019 portait sur la vérification par sondage de l'organisation et des modalités d'application des consignes de pilotage des réacteurs dans les situations incidentelles ou accidentelles. Ces situations correspondent aux états compris entre l'exploitation normale du réacteur et l'accident grave, ce dernier étant caractérisé par la présomption de fusion du cœur1.
Pour ce faire, les inspecteurs ont fait procéder à un exercice de perte totale des alimentations électriques externes et des alimentations internes de secours (situation dite « H3 »). Les inspecteurs ont observé l'application des consignes correspondantes par un opérateur de la salle de commande et ont suivi, dans les locaux du réacteur 4, les agents de terrain chargés d'appliquer les fiches locales de manœuvre électrique et de mise en configuration des circuits. Ils ont également contrôlé par sondage le référentiel applicable ainsi que le processus de mise à jour des consignes de pilotage des réacteurs pour ces situations.
Au vu de cette inspection, les inspecteurs ont noté que l'exploitant doit s'engager sur la déclinaison du chapitre VI des règles générales d'exploitation (RGE), approuvé dans le cadre du 4ème réexamen périodique et applicable dès le rechargement du combustible dans la cuve du réacteur 1 lors de son arrêt décennal.
Par ailleurs, les moyens de communication nécessaires à la mise en œuvre de certaines fiches locales qui demandent la manipulation ou le réglage de certains composants sur le terrain en liaison avec la salle de commande doivent être précisés. Enfin, certaines fiches locales nécessitent d'être corrigées pour être conformes avec la configuration réelle des installations et ainsi améliorer l'efficience des actions qui doivent être réalisées dans ces situations d'urgence.
## A. Demandes D'Actions Correctives
L'exercice de mise en situation a consisté à faire appliquer les différentes consignes du chapitre VI des RGE utilisées dans le cas d'une situation H3 sur le réacteur 4. Elle résulte de la perte des alimentations électriques externes (perte des deux réseaux électriques externes - principal et auxiliaire - et échec de l'îlotage) associée à l'impossibilité de réalimentation des tableaux électriques secourus par les deux groupes électrogènes de secours (communément appelés diesels). L'objectif des consignes associées au pilotage de cette situation consiste à assurer l'intégrité du circuit primaire pour éviter une brèche induite par la perte simultanée de la barrière thermique et de l'injection aux joints des pompes primaires en garantissant l'opérabilité et la commande des composants indispensables pour gérer cette situation.
Pour cette mise en situation, les inspecteurs ont observé un opérateur de la salle de commande utiliser les différentes consignes de pilotage disponibles. Ensuite, ils ont suivi les agents de terrain qui devaient appliquer les fiches locales pour mettre en configuration les circuits en manœuvrant différents composants. Mise en situation : moyens de communication nécessaires Les inspecteurs ont fait appliquer des fiches locales nécessitant la mise en place des moyens de communication2 pour permettre la communication avec les agents de terrain lorsqu'il est nécessaire de manipuler ou régler des composants à la demande des opérateurs de la salle de commande.
La clef permettant d'ouvrir l'armoire contenant ces moyens n'était pas en possession des intervenants.
Demande A1 : Je vous demande de modifier votre organisation pour disposer d'un dispositif performant de gestion des clefs permettant, en situation d'urgence, de disposer assurément de la clef adéquate à l'endroit approprié.
Il s'avère que plusieurs fiches locales ne précisent pas quel moyen de communication doit être utilisé
(téléphone local, généphone etc.). De plus, les emplacements des prises pour brancher les généphones ne sont pas toujours spécifiés dans ces fiches locales.
Demande A2 : Je vous demande de compléter les fiches locales nécessitant l'utilisation d'un moyen de communication. Vous préciserez le type de moyen nécessaire à l'accomplissement des objectifs de la fiche locale, et le cas échéant, vous préciserez les emplacements de ces moyens et les branchements à prévoir. Par ailleurs, la fiche locale de mise en œuvre des généphones demande expressément une installation dans le local de la turbopompe de secours (TPS) du système d'alimentation en eau de secours des générateurs de vapeur (ASG) alors qu'il n'apparaît pas que ce soit l'action la plus opportune à mettre en œuvre à ce moment précis de la situation « H3 ».
Demande A3 : Je vous demande de procéder à une évaluation de la conduite en situation
« H3 » afin de vérifier l'ordre et la pertinence des actions de mise en œuvre des moyens de communication à réaliser. Enfin, les inspecteurs ont testé la communication entre le local ASG et la salle de commande. Il s'avère que le son était net mais lointain. Or, dans les situations considérées, lorsque la TPS est en fonctionnement, le bruit pourrait couvrir les ordres provenant de la salle de commande et empêcher les agents de terrain de régler correctement sa vitesse de rotation et, in fine, le débit d'injection.
Demande A4 : Lors du prochain essai périodique de mise en service d'une TPS ASG, je vous demande de brancher un généphone et de réaliser un essai pour vérifier que les ordres donnés depuis la salle de commande sont audibles des agents de terrain lorsque la TPS est en fonctionnement.
## Mise En Situation : Application Des Fiches Locales
Les consignes de pilotage du réacteur en situation « H3 » demandent la réalisation de fiches locales pour mettre en configuration des circuits ou procéder à des manœuvres de composants électriques. Les inspecteurs ont constaté que certaines fiches locales testées comportaient des difficultés de nature à retarder leur réalisation :
- La fiche locale décrivant le déclenchement manuel de l'alimentation des mécanismes de grappe, permettant de confirmer l'ordre d'arrêt automatique du réacteur, ne précise pas les numéros des commutateurs qui doivent être vérifiés ni les références des armoires électriques sur lesquelles ils sont installés ;
- La fiche locale décrivant le réglage du débit de la pompe d'injection aux joints ne fait pas référence au bon type de clé nécessaire pour ouvrir le capot de protection de la soupape de tarage. Par ailleurs, cette dernière ne fait pas l'objet du repérage adéquat. En outre, la fiche locale demande d'utiliser un chronomètre pour compter le nombre de coups par minute permettant le réglage du débit d'injection à la valeur demandée par la salle de commande mais les agents d'EDF n'en sont pas équipés ;
4
- La fiche locale décrivant l'installation des généphones ne prévoit pas de se munir d'un oxygènemètre alors que cet équipement de protection est nécessaire pour accéder au local de la TPS ASG ;
- La fiche locale décrivant le réglage de la vitesse de la turbopompe ASG ne précise pas que c'est l'action sur la vitesse de la TPS qui permet de régler le débit d'injection et donc le niveau des GV. Or, cette indication est nécessaire à la compréhension des actions à réaliser par l'agent de terrain. Il manque également le repère fonctionnel sur la vanne de réglage.
Demande A5 : Je vous demande de modifier ces fiches locales pour prendre en compte les constats précédemment cités.
## Règles Générales D'Exploitation Applicables Au Réacteur 1 À L'Issue De Sa Quatrième Visite Décennale
A l'issue du rechargement des assemblages de combustible, le réacteur 1 actuellement en arrêt de type décennal devra appliquer les RGE approuvées dans le cadre du 4ème réexamen périodique et notamment le chapitre VI associée à la conduite dans les situations incidentelles ou accidentelles.
Les inspecteurs ont constaté que ce nouveau référentiel, élaboré par les services centraux d'EDF, n'est pas encore prêt. Ainsi, il n'existe pas de plan d'action destiné à suivre et valider son intégration à l'issue de l'arrêt de type décennal du réacteur 1.
Demande A6 : Je vous demande de mettre en place, dans la commission sûreté en arrêt de tranche du réacteur 1 autorisant le rechargement, un jalon de contrôle de l'intégration du chapitre VI des RGE applicable à l'issue de la quatrième visite décennale.
## Traitement Des Écarts
L'arrêté en référence [2] précise la procédure à suivre pour gérer les écarts détectés sur les installations nucléaires de base. Son article 2.6.2 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 […], s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'ASN […], si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre. ».
Lors de leur visite du local de la pompe d'injection aux joints du réacteur 4, les inspecteurs ont constaté :
- la présence de bore cristallisé sur les pistons de la pompe;
- la présence d'eau dans la rétention.
Demande A7 : Conformément à l'article 2.6.2 de l'arrêté en référence [2], je vous demande d'examiner dans les plus brefs délais ces situations au regard des exigences définies qui sont assignées à ces systèmes, structures et composants. Vous m'informerez des actions mises en œuvre.
## B. Compléments D'Information
Mise à jour des règles générales d'exploitant relevant de la conduite des réacteurs en situation incidentelle ou accidentelle Les inspecteurs ont constaté que la section 2 du chapitre VI des RGE, qui présente la synthèse des consignes à appliquer dans les situations incidentelles / accidentelles pour un réacteur donné, n'est pas à jour et présente quelques écarts sur les indices des consignes qui se trouvent dans les salles de commande des réacteurs.
Demande B1 : Je vous demande de mener une réflexion sur le contenu des sections 2 du chapitre VI des RGE et leurs modalités de mise à jour, pour qu'elles soient en cohérence avec les consignes applicables sur les réacteurs.
## 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. 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 du pôle des réacteurs à eau sous pression
| SIGNÉ |
|---------|
| Régis BECQ |
|--------------|
|
INSSN-LYO-2019-0800 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 09 août 2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2019-035380 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 - Réacteur 2 (INB no 87)
Inspection réactive du 24 juillet 2019 relative à la mise à l'arrêt du réacteur 2 Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment le chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Référence à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2019-0800 du 24 juillet 2019 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, une inspection réactive a eu lieu le 24 juillet 2019 sur la centrale nucléaire (CNPE) du Tricastin. 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 24 juillet 2019 visait à examiner les actions menées par EDF pour baisser la température et la pression du réacteur 2 afin de le mettre dans un état sûr à la suite de la détection du dysfonctionnement d'un robinet d'injection d'eau de sécurité (RIS) pendant les essais périodiques du système de protection du réacteur (RPR) effectués le 14 juillet 2019. Cet incident, désormais clos, a été résorbé par EDF en remplaçant une pièce mécanique du servomoteur du robinet du système RIS et en procédant à la réparation et à la requalification des matériels du système RPR. Il ressort de cette inspection que la mise à l'arrêt dans un état sûr n'a pas été réalisée dans les délais prévus par les RGE du fait de plusieurs défauts et aléas techniques survenus lors de ce transitoire. Il apparaît nécessaire qu'EDF réalise une revue des mises à l'arrêt de ses réacteurs afin d'examiner en détail les conditions dans lesquelles sont réalisées ces opérations. Le cas échéant, EDF devra adapter ses consignes d'exploitation, prises en application des règles générales d'exploitation, et justifier les mesures et modifications à mettre en œuvre.
Par ailleurs, le robinet du système RIS à l'origine de la mise à l'arrêt dans un état sûr du réacteur 2 le 14 juillet 2019 avait déjà conduit à engager cette même opération en septembre 2018. Les nombreux défauts relevés sur ce robinet lors des différents essais périodiques conduisent l'ASN à s'interroger sur la fiabilité et la disponibilité de ce composant.
## Chronologie De L'Incident
Le réacteur 2 est en production électrique, la température du réacteur est d'environ 300°C et sa pression est de 155 bars (état d'exploitation dit « fonctionnement en puissance »). Le 13 juillet 2019, EDF réalise les essais périodiques (EP) de la voie A du système RPR qui demandent à manœuvrer à trois reprises1 le robinet repéré 2 RIS 012 VP. À deux reprises lors de ces EP, le robinet ne s'est pas ouvert à la première impulsion et une sollicitation supplémentaire sur le bouton a été nécessaire pour que le robinet manœuvre. Aucune anomalie n'étant apparue au cours de la troisième manœuvre du robinet lors de ces EP, EDF l'a alors considéré disponible. Néanmoins du fait de ces anomalies, EDF a mis en place une instrumentation dédiée sur ce robinet pour mieux connaître son comportement. Le 14 juillet 2019, EDF réalise les EP de la voie B du système RPR qui demandent à manœuvrer une seule fois le robinet repéré 2 RIS 012 VP. Lors du test de manœuvrabilité, le robinet RIS reste bloqué et ne manœuvre pas en fermeture malgré une impulsion supplémentaire sur le bouton. En application des règles générales d'exploitation (RGE), EDF procède à la baisse de la température et de la pression d'eau du réacteur 2 afin de rejoindre un état sûr2.
Au cours des opérations de mise à l'arrêt, l'apparition d'une alarme en salle de commande puis le dysfonctionnement électrique d'une vanne ont entraîné l'interruption de ces opérations et nécessité l'intervention des équipes d'astreinte. La mise à l'arrêt dans un état sûr n'a repris qu'après le traitement de ces aléas.
De plus, l'application d'une vitesse de refroidissement trop faible par l'équipe de conduite a provoqué le dépassement de la durée autorisée pour les opérations de mise à l'arrêt.
## A. Demandes D'Actions Correctives Durée De La Mise À L'Arrêt Dans Un État Sûr Du Réacteur 2
En application des RGE, la baisse de la température et de la pression du réacteur doit être réalisée dans des délais contraints3, représentatifs des délais nécessaires pour procéder au diagnostic, au contrôle, aux réparations éventuelles, à la mise en place des mesures palliatives ou à la mise à l'arrêt dans un état sûr, tout en respectant une limite d'accroissement du risque provoqué par les dysfonctionnements relevés sur l'installation.
En particulier, les durées des transitoires énoncés ci-après doivent être respectées :
- (i) pour le passage de « RP » à « AN/GV4 au-dessus de P11 et P12 », la durée maximale du transitoire prévue par les RGE est de 2 heures ;
- (ii) pour le passage de « AN/GV au-dessus de P11 et P12 » à « AN/GV aux conditions de connexion du RRA » ou à « AN/RRA5 diphasique », la durée maximale est de 6 heures ;
- (iii) pour le passage de « AN/RRA diphasique » à « AN/RRA T<90 °C », la durée maximale est de 8 heures.
Les inspecteurs ont constaté que la durée allouée pour ces transitoires a été dépassée par le CNPE du Tricastin lors de la mise à l'arrêt du réacteur 2. Au cours de la mise à l'arrêt de ce réacteur, des alarmes sont apparues en salle de commande ; il a fallu traiter les causes à l'origine de leurs déclenchements. De plus, un robinet du circuit primaire principal était affecté d'un défaut électrique ; le remplacement d'un relai de la cellule électrique de ce robinet a été nécessaire pour poursuivre les opérations de mise à l'arrêt dans un état sûr. Demande A1 : Je vous demande de me fournir une analyse détaillée des aléas qui ont affecté la mise à l'arrêt dans un état sûr du réacteur 2. Pour chacun d'eux, je vous demande d'une part de me préciser s'ils étaient prédictibles, et d'autre part de me démontrer le maintien d'un chemin sûr dans le cas où ils n'auraient pas pu être résolus. À la demande de l'ASN, EDF a déclaré le 2 août 2019 un événement significatif pour la sûreté, de niveau 1 sur l'échelle INES, relatif à la mise à l'arrêt dans un état sûr du réacteur 2 sans respecter les RGE.
## Cas Particulier De La Mise À L'Arrêt Dans Un État Sûr Des Réacteurs Affectés De L'Écart Relatif À La Ségrégation Du Carbone Des Fonds Primaires Des Générateurs De Vapeur Et Ayant Intégré La Modification Ptd3
Les agents d'EDF interrogés par les inspecteurs ont indiqué que le gradient de refroidissement imposé pour les réacteurs affectés de l'écart de conformité relatif à la ségrégation du carbone des fonds primaires des générateurs de vapeur est nettement inférieur au gradient autorisé pour ceux qui ne sont pas affectés de cet écart. À ce titre, les agents d'EDF considèrent qu'il n'est pas possible, du fait de ces contraintes, de respecter les délais de mise à l'arrêt dans un état sûr bien qu'un courrier des services centraux d'EDF du 6 mars 2017 indique qu'il n'y a pas d'incompatibilité entre les différentes exigences. Dans un courrier du 28 mars 2019, le CNPE du Tricastin a alerté les services centraux d'EDF sur le dépassement des durées des transitoires détecté lors de la mise à l'arrêt dans un état sûr du réacteur 2 en septembre 2018 et du réacteur 1 en janvier 2019. Le CNPE du Tricastin a identifié par ailleurs dans son courrier que la durée allouée pour ces transitoires avait été modifiée lors de la mise en application du palier technique documentaire 3 (PTD3), en particulier la durée du transitoire (ii) dans les RGE du PTD3 est de 6 heures alors qu'elle était de 8 heures dans les RGE de la précédente version. Les services centraux d'EDF n'ont pas apporté de réponse à ce courrier du CNPE du Tricastin.
À la suite de l'inspection, le CNPE du Tricastin a informé oralement l'ASN, le 1er août 2019, que les délais de mise à l'arrêt prévus dans les RGE sont compatibles avec les contraintes spécifiques liées à la ségrégation du carbone des fonds primaires des générateurs de vapeur et peuvent ainsi être respectés. Demande A2 : Je vous demande d'analyser les mises à l'arrêt des réacteurs réalisées depuis l'intégration du PTD3. Vous identifierez et quantifierez les durées de mise à l'arrêt qui n'ont pas respecté les délais prescrits dans les RGE. Vous évaluerez l'impact de l'écart relatif à la ségrégation du carbone des fonds primaires des générateurs de vapeur dans ces dépassements de délais. Demande A3 : Je vous demande, en relation avec vos services centraux, d'établir une procédure validée et partagée relative à la mise à l'arrêt dans un état sûr des réacteurs affectés de l'écart susvisé tout en respectant les délais alloués par les RGE aux différents transitoires.
## Refroidissement Sur Les Générateurs De Vapeur En Arrêt Normal À Froid
Lors de la mise à l'arrêt du réacteur 2 initiée le 14 juillet 2019, les RGE imposaient de rejoindre l'état sûr d' « arrêt normal à froid » avec le circuit primaire monophasique et une température inférieure à 90°C compte-tenu du cumul des indisponibilités induites par la situation rencontrée.
Lors de la phase de mise à l'arrêt, en application de la conduite à tenir associée à l'indisponibilité RIS 16 définie pour l'état AN/RRA, l'équipe de conduite a assuré le refroidissement du réacteur 2 préférentiellement par les générateurs de vapeur (GV) disponibles. Les agents d'EDF interrogés par les inspecteurs ont précisé que dans cet état d'exploitation, lorsque la pression et la température du circuit primaire sont proches des conditions autorisées pour passer de l'état diphasique à l'état monophasique
(arrêt normal à froid), le refroidissement sur les GV n'est pas efficace ; les inspecteurs ont en effet constaté sur les relevés un palier correspondant à une stagnation de la température du circuit primaire à 125 °C. La mise à l'arrêt du réacteur en a été retardée, le temps que l'exploitant procède à l'analyse nécessaire pour déterminer la stratégie à appliquer ; dans ce cas particulier la stratégie la plus efficace consistait à s'affranchir du refroidissement par les GV et à n'utiliser que le système de réfrigération du réacteur à l'arrêt (RRA). Au vu de ces éléments, il apparaît que la conduite à tenir associée à l'indisponibilité RIS 1, définie dans l'annexe 4 « chapitre AN/RRA - réacteur en arrêt normal sur RRA » du chapitre III des RGE, qui a été modifiée dans le cadre de la mise en œuvre du Palier Technique Documentaire n°3 (PTD 3), a été source de confusion. En effet lorsque l'état sûr à rejoindre est l'arrêt normal avec le circuit primaire diphasique, le refroidissement doit être assuré par les générateurs de vapeur. Par contre lorsque l'état de repli est l'arrêt normal à froid (qui impose un circuit primaire monophasique), il n'est pas judicieux de stabiliser le réacteur avec le circuit primaire diphasique tout en assurant le refroidissement par les GV. Demande A4 : Je vous demande de m'indiquer les enseignements tirés de cette mise en application de la conduite à tenir associée au cumul des indisponibilités rencontrées et les actions engagées pour en éviter le renouvellement.
S'il s'avère qu'une modification du libellé de la conduite à tenir associée à l'indisponibilité RIS 1 dans l'annexe 4 « chapitre AN/RRA - réacteur en arrêt normal sur RRA » du chapitre III
des RGE est nécessaire, je vous demande d'en faire la demande à vos services centraux afin que cela soit intégré dans le cadre du DA7 généralisation VD4-CPY.
La cause du dysfonctionnement du robinet RIS, qui a entraîné la mise à l'arrêt dans un état sûr du réacteur 2, est liée à de mauvais contacts des cames du limiteur de couple situées dans le boîtier électrique du servomoteur. Ce défaut, détecté sur le robinet RIS de la voie A du réacteur 2, pourrait également se retrouver sur les composants similaires montés sur d'autres repères fonctionnels. Demande A5 : Au regard de cet événement, je vous demande de contrôler dans un délai de deux semaines les éléments du boîtier électrique des servomoteurs repérés RIS 012/013 VP des quatre réacteurs. Demande A6 : Par ailleurs, je vous demande de contrôler dès que possible les éléments du boîtier électrique des servomoteurs de même technologie montés sur des repères fonctionnels classés comme important pour la protection des intérêts (EIP) des quatre réacteurs. L'article 2.5.1-II de l'arrêté en référence [2] dispose que les éléments importants pour la protection font l'objet de dispositions de contrôle et de maintenance permettant d'assurer la pérennité de leur qualification. Ainsi, le programme de maintenance appliqué par EDF à ce type de servomoteur prévoit une visite de contrôle tous les 12 ans. Au regard du nombre de défauts affectant ce robinet (en particulier l'événement de septembre 2018 et les différents défauts de manœuvre relevés lors des EP réalisés la veille), l'ASN considère qu'il est nécessaire de procéder à une revue de sa fiabilité. Demande A7 : Je vous demande d'analyser l'intégralité des défauts observés sur ce robinet entre sa dernière maintenance préventive et l'événement du 14 juillet 2019.
En fonction des conclusions de cette analyse, vous évaluerez le caractère adapté des dispositions de maintenance définies pour ce type de servomoteur. Demande A8 : Vous étendrez cette analyse aux autres robinets assurant la même fonction de sûreté et vous me fournirez, sous 4 mois, un programme permettant de garantir leur capacité à assurer les fonctions qui leur sont assignées dans la démonstration de sûreté nucléaire.
## Déclenchement De L'Alarme De Détection D'Un Vortex Dans Le Circuit De Réfrigération Du Réacteur À L'Arrêt
Au cours de la mise en état sûr du réacteur 2, l'alarme relative à la détection d'un vortex dans le circuit RRA est apparue. En application des RGE, les opérateurs en salle de commande ont suspendu le repli en cours et appliqué l'approche par état (APE). Les contrôles réalisés sur les autres paramètres physiques du réacteur ont permis de considérer cette alarme comme intempestive, c'est-à-dire qu'elle ne reflétait pas l'état réel des installations. De ce fait, les opérateurs ont quitté l'APE et ont poursuivi la mise à l'arrêt dans un état sûr du réacteur 2.
Les inspecteurs ont constaté que ce n'était pas la première apparition de cette alarme lors de la mise à l'arrêt d'un réacteur du CNPE du Tricastin. Cette alarme est élaborée à partir d'un capteur de pression et d'un automate de contrôle-commande. La fiabilité de ces éléments est nécessaire pour éviter l'apparition de fausses alarmes susceptibles de perturber le pilotage des réacteurs notamment lors d'une mise à l'arrêt dans un état sûr en application des RGE.
Demande A9 : Je vous demande d'analyser l'apparition de l'alarme « détection d'un vortex RRA » lors des mises à l'arrêt des réacteurs et de vous prononcer sur la fiabilité et la disponibilité de l'automate de contrôle-commande qui élabore cette alarme.
6 Actions correctives mises en œuvre à la suite de l'événement similaire survenu en septembre 2018 En septembre 2018, EDF a engagé la mise à l'arrêt dans un état sûr du réacteur 2 à la suite d'un dysfonctionnement affectant le robinet repéré 2 RIS 012 VP détecté lors des EP RPR. Du fait du traitement rapide du défaut observé à l'époque, la mise à l'arrêt a été interrompue et le réacteur a été repassé dans l'état d'exploitation « fonctionnement en puissance ». Le rapport d'analyse approfondie de cet événement, prévu à l'article 2.6.5 de l'arrêté en référence [2],
présentait les enseignements tirés ainsi que les actions préventives, correctives et curatives décidées.
L'action corrective définie à ce moment-là et mise en œuvre, consistant à définir le temps d'appui des commutateurs en salle de commande, n'est pas suffisante du fait de la reproduction de cet écart en juillet 2019. Le 13 juillet 2019, lors des essais périodiques (EP) de la voie A du système RPR, le robinet repéré 2 RIS
012 VP ne s'est pas ouvert à deux reprises à la première impulsion et une sollicitation supplémentaire sur le bouton a été nécessaire pour que le robinet manœuvre. Demande A10 : Je vous demande d'analyser l'ensemble des refus de manœuvre du robinet repéré 2 RIS 012 VP depuis l'événement survenu en septembre 2018. Vous tâcherez notamment de quantifier les durées d'appui sur les commutateurs en salle de commande. Le cas échéant, vous effectuerez un diagnostic approfondi de l'ensemble de la chaîne de commande, depuis le commutateur en salle de commande jusqu'au servomoteur du robinet repéré 2 RIS 012 VP. Demande A11 : Je vous demande de réévaluer en conséquence l'efficacité des actions mises en œuvre à la suite de l'événement survenu en septembre 2018 sur le réacteur 2. Par ailleurs, je vous rappelle qu'un essai périodique ne peut être concluant que si « les résultats de l'essai ont été obtenus dès la première tentative (sauf précisions contraires indiquées par la Règle d'essais) » (condition d'acceptabilité no 7 d'un essai périodique définie dans la section 1 « généralités » du chapitre IX des RGE). En conséquence la non obtention de l'action attendue par le robinet 2 RIS 012 VP lors de la première impulsion sur le bouton de commande à l'occasion de l'essai RPR voie A réalisé le 13 juillet 2019 aurait dû conduire à :
poser les événements STE correspondants aux indisponibilités relevées ;
investiguer les causes du défaut ;
réparer dans les délais autorisés par les STE ou arrêter le réacteur pour le mettre dans un état sûr.
Ces actions ont été menées le 14 juillet 2019, lors des essais RPR voie B qui ont mis en évidence que le robinet 2 RIS 012 VP ne se fermait pas après une impulsion supplémentaire sur le bouton de commande. Demande A12 : Je vous demande de m'indiquer les enseignements tirés de cette situation non conforme au chapitre IX des RGE et les actions engagées pour en éviter le renouvellement.
Vous vous prononcerez également sur la déclaration et l'analyse de cet écart en tant qu'événement significatif.
# 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. 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 du pôle des réacteurs à eau sous pression SIGNÉ
Régis BECQ
7 |
INSSN-CAE-2019-0097 | DIVISION DE CAEN
A Caen, le 18 juillet 2019 N/Réf. : CODEP-CAE-2019-030160 Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base EDF - CNPE de Paluel Inspections INSSN-CAE-2019-0097, INSSN-CAE-2019-0203, INSSN-CAE-2019-0204 du 21 et 22 mai 2019 Thèmes :
R.8.1 - Prévention des pollutions et maitrise des nuisances - gestion du confinement liquide R.8.1 - Prévention des pollutions et maitrise des nuisances - maîtrise des risques non radiologiques R.8.2 - Prélèvements d'eau et rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement 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 renforcée sur la thématique de la protection de l'environnement a eu lieu les 21 et 22 mai 2019 sur la centrale nucléaire de Paluel. 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
Trois équipes d'inspecteurs de l'ASN, accompagnées par des experts de l'IRSN, ont contrôlé, par sondage, l'organisation mise en œuvre par l'exploitant de la centrale nucléaire de Paluel pour la prévention des pollutions, la maîtrise de ses rejets et la gestion des risques non radiologiques présents dans ses installations. Les inspecteurs ont également contrôlé par sondage l'organisation définie par le site pour piloter les actions de protection de l'environnement. Par ailleurs, un exercice visant à tester l'organisation définie pour confiner sur le site une éventuelle pollution liquide et prévenir ainsi une pollution du milieu s'est tenu le 21 mai 2019 à partir du scénario simulé suivant : « un camion-citerne accidenté transportant un acide fort en vue d'une livraison à la station de déminéralisation déverse son contenu sur la chaussée. Il n'y a ni incendie ni blessé. Le chauffeur du camion n'est plus sur place, l'identification de la substance n'est alors possible qu'avec le code de danger affiché sur le camion. Une pluie modérée intervient peu après le déversement. L'acide déversé sur la chaussée atteint deux avaloirs de deux portions distinctes du réseau de collecte des eaux pluviales». Lors de cette inspection, les inspecteurs ont constaté avec satisfaction la transparence des échanges, la grande disponibilité des interlocuteurs et leur implication. L'équipe d'inspection a contrôlé par sondage la gestion :
- de vos puisards RPE du système de purge, évents et exhaures nucléaires ;
- des stations d'épuration ; - des déshuileurs ;
- de la station de déminéralisation ;
- de l'huilerie de site ;
- du local de javellisation SEA ; - des effluents radioactifs et chimiques liquides et gazeux ; - du réseau de piézomètres pour la surveillance de la nappe phréatique ; - du fluide hexafluorure de soufre présent dans les postes électriques haute tension ; - des canalisations et tuyauteries véhiculant des substances et mélanges dangereux ;
- du risque d'explosion au niveau des parcs à gaz ;
- du risque incendie en s'attachant en particulier au suivi des charges calorifiques ; - des risques non radiologiques décrits dans votre étude des dangers conventionnels.
Les inspecteurs se sont rendus :
- à la station de déminéralisation ;
- au local de javellisation SEA ;
- à l'huilerie de site ;
- au parc à gaz (réacteur n° 3) ;
- à l'atelier chaud ;
- en salle des machines ;
- au déshuileur de site ;
- à la station d'épuration ;
- en salle de commande (réacteur n° 2) ;
- dans le local de mesure pour le contrôle des pollutions KRS (réacteur n° 1) ;
- au niveau de certains piézomètres.
- au laboratoire environnement pour consulter le logiciel de surveillance des rejets et de l'environnement (SIRENe)
Si l'organisation générale du site pour piloter les actions de protection de l'environnement apparaît satisfaisante, les inspecteurs ont noté des difficultés de suivi des plans d'action notamment en lien avec la mise en œuvre de divers outils informatiques. Malgré un investissement important de la part du site, le sous-processus d'analyse de la conformité réglementaire apparaît perfectible.
L'inspection et notamment l'exercice portant sur la thématique du confinement liquide a mis en évidence une lacune dans la stratégie de confinement du site non identifiée par ce dernier. L'ASN vous engage à prendre les dispositions nécessaires pour remédier à cette situation préoccupante le plus rapidement possible. Par ailleurs je vous rappelle que ce constat fait l'objet d'une procédure spécifique au titre de l'article L. 171-6 du code de l'environnement [1]. L'inspection portant sur la thématique des risques non radiologiques a mis en avant la nécessité par le site de mettre en place une organisation permettant de mieux s'approprier et maîtriser les risques identifiés dans l'étude de dangers conventionnels. L'inspection portant sur la thématique des rejets et de la surveillance de l'environnement souligne l'importance de mettre en œuvre des actions de maintenance appropriées sur les installations comme la station d'épuration et de veiller à la surveillance des prestataires en charge de l'exploitation de certaines installations. Pour conclure, l'inspection révèle une organisation en matière d'environnement perfectible sur chacune des thématiques contrôlées. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de la division de Caen Signé par Adrien MANCHON
4
## A. Demandes D'Actions Correctives A.1. Surveillance Des Prestataires Station D'Épuration Du Site (Step)
Le CNPE de Paluel a déclaré deux événements significatifs pour la protection de l'environnement début 2019, l'un relatif à un déversement de produits chimiques au niveau de la voirie de la station d'épuration du site le 8 février 2019 et l'autre le 22 janvier 2019, qui concerne un non-respect des limites de rejet réglementaires relatif au dépassement des flux 24h sur deux paramètres chimiques sur le rejet des effluents de la station d'épuration du site. Dans le premier cas une cause identifiée concerne une activité confiée à des prestataires relative à l'absence de remplacement de poires de niveau du poste égouttures, alors même que celles-ci étaient hors service depuis plusieurs mois. La surveillance exercée par EDF sur les activités du prestataire n'a pas été en mesure de détecter cet écart. De façon plus générale, il est apparu que la maîtrise par EDF des activités exercées par le prestataire en charge de l'exploitation de la STEP ne lui permettait pas d'assurer un suivi strict des performances de la station ni son maintien dans des conditions opérationnelles propres à garantir les performances d'épuration requises et ainsi de respecter les limites fixées par l'arrêté [3]. Dans le second cas, les causes identifiées à l'origine du dysfonctionnement de la STEP sont des pollutions en entrée de station avec deux cas observés :
� une arrivée massive de graisse une première fois ;
� un flux entrant en ions ammonium supérieur au dimensionnement de la capacité de la station.
L'origine exacte de ces pollutions n'a pas été identifiée de façon certaine, mais elle serait due à des actions de prestataires sur le site du CNPE ayant conduit à déverser des polluants dans le réseau des eaux usées. Les actions de surveillance du prestataire en charge de l'exploitation de la STEP ont été contrôlées lors de l'inspection. Les inspecteurs ont constaté que la majorité des actions de surveillance n'avaient pas été réalisées et que le prestataire n'avait pas éffectué un certain nombre d'actions de maintenance. Le programme de surveillance prévu pour l'année 2019 est quant à lui principalement lié aux exigences du cahier des clauses techniques particulières (CCTP) et ne permet pas de s'assurer que les opérations réalisées respectent les exigences définies.
## Entretien Des Déshuileurs
Les inspecteurs ont consulté le programme de surveillance intégré dans l'application ARGOS pour la prestation relative à l'entretien des déshuileurs. L'ensemble des actions formalisées sont celles attendues du prestataire et non pas les actions mises en œuvre par EDF pour s'assurer du respect de la prestation.
## Travaux À La Station De Déminéralisation
Lors de l'examen du dossier de travaux « contrôle de l'étanchéité de la rétention du bâtiment H de la déminé niveau +8.30 » (tâche d'OT 01695653-01), les inspecteurs ont constaté que le chargé de travaux d'une société prestataire avait signé le document le 7 octobre 2009. Le contrôle technique a été réalisé le même jour par une autre personne de la même société prestataire. En revanche, la vérification par un agent EDF n'a été réalisée que le 20 juillet 2017, soit huit ans après. A.1.1. Afin d'assurer un fonctionnement normal des installations je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin que :
- les actions de surveillance des prestataires soient menées conformément au plan de surveillance préalablement établi ;
- la nature et le résultat du contrôle des gestes techniques effectué lors des actions de surveillance soient clairement détaillés sur la fiche d'action de surveillance, en les adaptant à chaque type de prestation contrôlée ;
- les fiches d'actions de surveillance que vous rédigez soient correctement identifiées, enregistrées, renseignées de manière exhaustive, datées et signées ;
- les vérifications portées par EDF soient réalisées au plus tôt à l'issue de la prestation.
L'article 2.3.9 de la décision [4] rappelle que « L'exploitant tient compte des résultats d'essais périodiques, de contrôle et de maintenance préventive ou curative d'éléments importants pour la protection pour décider la suspension ou la poursuite sous conditions de ses rejets concertés. ». Des travaux de maintenance ont été réalisés sur la cellule de déshuilage du déshuileur de site par une entreprise extérieure, or, vos représentants n'ont pas été en mesure de nous fournir les éléments liés à cette intervention ainsi que les documents relatifs à la surveillance exercée par EDF. A.1.2. Je vous demande, en application de l'article 2.3.9 de la décision [4], de veiller à conserver la trace de l'ensemble des actions de surveillance exercée sur les entreprises extérieures. Vos représentants ont indiqué que le 19 novembre 2018 une atteinte du seuil 2 du capteur de niveau de la fosse du déshuileur était apparue. Le CCTP qui vous lie avec l'entreprise en charge de réaliser un laminage du déshuileur prévoit une intervention sous 4 heures. Or, l'intervention n'a débuté que le 21novembre 2018. A.1.3. Je vous demande de mettre en œuvre des actions permettant de s'assurer de la réalisation de la prestation telle que prévue par votre CCTP.
## A.2. Eip, Aip Et Exigences Définies
L'article 1.3 de l'arrêté [2] désigne un élément important pour la protection des intérêts (EIP) comme « une structure, équipement, système (programme ou non), matériel, composant, ou logiciel présent dans une installation nucléaire de base ou placé sous la responsabilité de l'exploitant, assurant une fonction nécessaire à la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement ou contrôlant que cette fonction est assurée. ». Le même article définit une activité importante pour la protection (AIP) comme « 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 ». L'article 2.5.1 de l'arrêté [2] précise quant à lui que « l'exploitant identifie les éléments importants pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour. » et que « Les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celle-ci est nécessaire. ». Les inspecteurs ont constaté que les activités importantes pour la protection des intérêts définies dans le cadre de la rénovation de puisards RPE classés EIP n'étaient pas identiques d'un puisard à l'autre sans raison particulière. En effet, il s'avère que l'exigence définie de cette activité devrait être de garantir l'étanchéité. L'AIP devrait donc être identique sur l'ensemble des rénovations de puisards de même type. A.2.1. Je vous demande de mettre à jour votre liste des éléments et activités importants pour la protection des intérêts en veillant à préciser leurs exigences définies. Vous vous assurerez de leur cohérence.
## A.3. Etiquetage
Le I de l'article 4.2.1 de la décision [4] dispose que : « Les fûts, réservoirs et autres contenants, ainsi que leurs emballages, d'une part, ainsi que les aires d'entreposage de substances dangereuses, d'autre part, portent en caractères lisibles le nom des substances ou mélanges, leur état physique et les symboles de danger définis par la réglementation relative à l'étiquetage des substances et mélanges chimiques dangereux. » Les inspecteurs ont constaté lors des visites terrain de nombreux étiquetages non conformes au règlement relatif à la classification, à l'étiquetage et à l'emballage des substances et des mélanges (CLP). Ils ont en particulier relevé que de nombreux réservoirs et fûts contenant des substances ou mélanges dangereux présents dans l'huilerie ne comportaient que les noms commerciaux des produits et aucun pictogramme de danger. Les inspecteurs ont également constaté au niveau du parc à gaz l'absence d'étiquetage conforme au règlement CLP sur les cadres de bouteilles d'hydrogène et d'azote. Pour rappel, le règlement CLP est applicable en totalité depuis le 1er juin 2015.
Les inspecteurs ont également relevé que certains réservoirs contenant des produits dangereux n'étaient pas étiquetés et que les consignes de dépotage et de sécurité n'étaient pas présentes sur toutes les zones de dépotage, notamment pour le dépotage du phosphate trisodique dans le local SIR.
7 A.3.1. : Je vous demande de réaliser les affichages et étiquetages réglementaires pour l'ensemble des fûts, réservoirs et autres contenants, ainsi que leurs emballages, et zones de dépotage. A.3.2. Je vous demande de veiller à ce que les consignes de sécurité et les EPI nécessaires soient identifiables sur chacune des zones de dépotage.
Le I de l'article 4.3.9 de la décision [4] dispose que : « Les canalisations ou tuyauteries sont signalées in situ de façon à préciser la nature et les risques des produits véhiculés. » Les inspecteurs ont constaté que certaines canalisations ou tuyauteries ne respectaient pas les exigences de l'article 4.3.9 de la décision [4] , cette situation a été observée pour :
� des portions des canalisations des systèmes GRV et RHY ; � pour la canalisation tranférant l'hydrazine de la zone de dépotage vers le local abritant le système d'injection des réactifs (SIR) dans la salle des machines.
Par ailleurs, les canalisations des systèmes GRV et RHY ne respectaient pas non plus l'identification indiquée dans la norme NFX 008-100 qui est rendue applicable par votre note technique [10]. A.3.3. Je vous demande de formaliser un plan d'action afin que l'intégralité de vos canalisations de transports des substances dangereuses soient identifiées et que les risques des produits véhiculés soient signalés. Vous veillerez à ce que cette identification soit conforme aux exigences de la norme NFX 008-100.
## A.4. Rejets
A.4.1. Examen des fiches échantillonnage analyse rejet (EAR)
L'article 3.1.2 de la décision [4] indique que « les laboratoires mentionnés à l'article 3.1.1 sont conformes à la norme NF EN ISO/CEI 17025 « Exigences générales concernant la compétence des laboratoires d'étalonnages et d'essais » ou à des dispositions dont l'exploitant démontre l'équivalence. »
Le paragraphe 4.13 de la norme [6] impose la maîtrise des enregistrements. Les fiches EAR sont des documents internes qui visent à maitriser le processus de rejets des effluents liquides et gazeux. Elles servent d'interface entre le service chimie-environnement (en charge de la réalisation des mesures qualitatives sur les effluents ainsi que de la définition des conditions dans lesquelles les rejets doivent être effectués afin de respecter les prescriptions applicables) et le service conduite qui réalise effectivement les rejets. L'autorisation de rejet à partir de l'examen de ces fiches EAR est une AIP. Les inspecteurs ont examiné par sondage des fiches EAR associées au rejet de réservoirs KER (comptabilisation, rejets de l'ilot nucléaire), TER (réservoirs de santé) et SEK (comptabilisation et rejets des effluents secondaires). La majorité des fiches présentent des erreurs de renseignement dont les corrections ne sont pas tracées conformément aux exigences applicables à une AIP [2]. Par ailleurs, les inspecteurs ont noté que les horaires de début et de fin de rejet faisaient systématiquement l'objet de corrections pour les rejets des réservoirs KER. Vos représentants ont indiqué que l'origine de cette erreur récurrente était due à une divergence d'appréciation sur la définition de la fin du rejet entre le service conduite et le service chimie (dans un cas l'heure de fermeture de la vanne est retenue, dans l'autre cas, l'atteinte du niveau bas du réservoir est retenue). Cette situation qui perdure depuis plusieurs mois conduit à des différences de plusieurs heures. Ce décalage peut être à l'origine de variations dans les calculs de certains paramètres qui font l'objet de limites réglementaires dans l'arrêté [3]. A.4.1.1. Je vous demande de mettre en conformité vos dispositions de maîtrise des enregistrements relatifs aux analyses préalables aux rejets, en application de la norme [5] et de l'arrêté [2]. A.4.1.2. Je vous demande de caractériser l'impact des différences de prise en compte de l'heure de fin de rejet sur l'établissement de votre registre requis au titre de l'arrêté [2]. A.4.1.3. Je vous demande de mettre à jour la documentation opérationnelle des services en charge du renseignement des fiches EAR afin de clarifier la notion d'horaire de fin de rejet. A.4.2. Rejets d'hexafluorure de soufre (SF6) L'article R.521-62 du code de l'environnement dispose qu' « En application de l'article 3, paragraphe 3, du règlement (UE) n° 517/2014 du 16 avril 2014, l'exploitant d'un équipement sur lequel une fuite de gaz à effet de serre fluoré a été détectée ne peut le recharger tant qu'il n'a pas été réparé. »
Vos représentants ont présenté les actions déclinées pour maitriser les fuites de gaz SF6 sur le CNPE de Paluel depuis plusieurs années. Celles-ci ont effectivement contribué à réduire la quantité de gaz perdue. Cependant, les pratiques mises en œuvre sur le site ne sont pas toujours conformes aux exigences du code de l'environnement. Vos représentants ont indiqué que, pour des raisons de sûreté, les rechargements de SF6 étaient réalisés sur des équipements pour lesquels des fuites n'avaient été ni localisées ni réparées. Les inspecteurs ont constaté que les justifications de cette pratique, pour des raisons de sûreté, n'étaient pas forcément présentes dans toutes les situations. A.4.2.1. Je vous demande de mettre en œuvre des actions permettant de respecter les exigences du code de l'environnement qui s'appliquent au gaz SF6 ; avec dans un premier temps le fait de réparer une fuite avant de remplir à nouveau un équipement et de justifier formellement les cas pour lesquels la fuite ne peut pas être réparée avant le remplissage et de tracer cette information lors de chaque remplissage. L'article R.521-62 du code de l'environnement dispose que « tout exploitant d'appareil de commutation électrique contenant des gaz à effet de serre fluorés fait procéder à son installation, à son entretien, à sa maintenance, à sa réparation ou à sa mise hors service ainsi qu'aux contrôles d'étanchéité prévus à l'article 4 du règlement (UE) n° 517/2014 du 16 avril 2014, par du personnel titulaire du certificat mentionné à l'article R. 521-59. »
Les inspecteurs ont pu voir que le personnel du prestataire en charge des interventions sur les installations contenant du gaz SF6 disposait bien d'un certificat d'agrément. Par contre l'ensemble des agents EDF en charge des interventions ne dispose pas de ce certificat. A.4.2.2. Je vous demande de former l'ensemble des agents EDF qui interviennent sur les installations contenant du gaz SF6 conformément à l'article R521-62 du code de l'environnement.
## A.5. Gestion Du Risque Incendie A.5.1. Gestion De La Charge Calorifique
Le premier alinéa de l'article 2.2.1 de l'annexe à la décision [5] dispose que « L'exploitant définit des modalités de gestion, de contrôle et de suivi des matières combustibles ainsi que l'organisation mise en place pour minimiser leur quantité, dans chaque volume, local ou groupe de locaux, pris en compte par la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie. La nature, la quantité maximale et la localisation des matières combustibles prises en compte dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie sont définies dans des documents appartenant au système de management intégré de l'exploitant. »
Les inspecteurs ont relevé, en particulier lors de la visite de l'huilerie et de l'atelier chaud, qu'aucun suivi de la charge calorifique présente dans ces bâtiments n'est réalisé. Il n'est donc pas possible de savoir si la charge calorifique réellement présente correspond aux hypothèses retenues dans les études de risque incendie (ERI). Il convient par ailleurs de prendre en considération le fait que lors des visites, les inspecteurs ont relevé la présence de plusieurs entreposages de produits et matériels combustibles sans fiche d'entreposage associée. A.5.1.1. Je vous demande de mettre en œuvre des modalités de gestion, de contrôle et de suivi la charge calorifique permettant, à tout moment, de vous assurer que la charge calorifique présente dans vos différents locaux est inférieure ou égale à celle prise en compte dans vos études de risques incendie.
## A.5.2. Etude De Risque Incendie (Eri)
L'ERI du local de javellisation SEA transmise aux inspecteurs date du 26 mai 2009. La fréquence de mise à jour prévue par votre référentiel interne est de 5 ans.
A.5.2.1. Je vous demande de justifier les raisons pour lesquelles l'ERI du local de javellisation SEA n'a pas été remise à jour avec la périodicité prévue et de procéder à la révision de cette dernière le cas échéant. A.6. Gestion des substances dangereuses Le III de l'article 4.2.1 de la décision [4] dispose que : « L'exploitant tient à jour un registre indiquant la nature, la localisation et la quantité des substances dangereuses détenues ainsi qu'un plan général des entreposages.. » Lors de la visite des installations, les inspecteurs se sont rendus dans le local SIR et ont constaté la présence d'ammoniaque, de phosphate trisodique et d'hydrazine entreposés à proximité des zones de dépotage. Ils ont remarqué que ces entreposages n'étaient pas mentionnés dans votre registre comptabilisant les quantités maximales présentes dans vos installations. Vos représentants ont indiqué que ces entreposages situés à proximité des zones de dépotage étaient des stockages tampon dont les quantités fluctuent chaque jour et qu'ils n'étaient donc pas considérés comme des entreposages pérennes. A.6.1. : Je vous demande de prendre en compte les différents entreposages tampon dans le registre comptabilisant les substances dangereuses. Vous mentionnerez les quantités maximales admissibles pour ces entreposages et veillerez à ce que les affichages présents localement permettent le respect de ces quantités. Vous vérifierez que vos études de danger prennent en compte les risques induits par les quantités maximales présentes sur ces entreposages tampon.
## A.7. Installations
A.7.1. Installations relatives à la surveillance de l'environnement
## Piézomètres
L'article 11 de l'arrêté [2] dispose que : « Les forages, puits, ouvrages souterrains utilisés pour la surveillance ou le prélèvement d'eau situés dans les périmètres de protection des captages d'eau destinée à l'alimentation humaine et ceux qui interceptent plusieurs aquifères superposés, doivent faire l'objet d'une inspection périodique, au minimum tous les dix ans, en vue de vérifier l'étanchéité de l'installation concernée et l'absence de communication entre les eaux prélevées ou surveillées et les eaux de surface ou celles d'autres formations aquifères interceptées par l'ouvrage. Cette inspection porte en particulier sur l'état et la corrosion des matériaux tubulaires (cuvelages, tubages ...). ». Vos représentants ont indiqué que la dernière inspection réalisée par caméra endoscopique sur l'ensemble des piézomètres datait de 2008. A.7.1.1. Je vous demande de réaliser dans les plus brefs délais une visite endoscopique de l'ensemble des piézomètres du site. A.7.1.2. Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour mettre l'ensemble des piézomètres de votre site en conformité avec l'arrêté [2].
L'article 11 de l'arrêté [2] dispose que : « Est considéré comme abandonné tout sondage, forage, puits, ouvrage souterrain : - pour lequel le déclarant ne souhaite pas faire les travaux de réhabilitation nécessaires, notamment à l'issue d'une inspection ; - ou qui a été réalisé dans la phase de travaux de recherche mais qui n'a pas été destiné à l'exploitation en vue de la surveillance ou du prélèvement des eaux souterraines ; - ou pour lequel, suite aux essais de pompage ou tout autre motif, le déclarant ne souhaite pas poursuivre son exploitation. »
Vos représentants ont abordé la situation du piézomètre N2 bis qui a par le passé fait l'objet d'un évènement auprès de l'autorité de sûreté et qui à l'heure actuelle ne fait pas l'objet de prélèvement réglementaire. Vos représentants ont estimé que la surveillance de ce piézomètre n'était plus pertinente.
A.7.1.3. Je vous demande de statuer sur l'abandon du piézomètre N2 bis conformément aux exigences de l'article 11 de l'arrêté [2].
## Station Météorologique
Lors de l'inspection, il a été examiné les rapports de fin d'intervention de maintenance sur la station météorologique du site. Il est apparu un défaut de la carte de type « lorème » qui permet la communication entre les données relevées en station météo et la salle de commande des réacteurs. Ce défaut a engendré la perte des données météo du 08 au 11 juin 2018 ce qui a conduit à réaliser une maintenance curative en même temps que la maintenance préventive planifiée. Vos représentants ont indiqué que durant ce fonctionnement en mode « dégradé » aucun rejet n'avait été réalisé et qu'une voie de secours au local effluent météo (armoire KRS) permettait un suivi du paramètre relatif au vent. Le 12 juin 2018, le site a pu rétablir tous les paramètres météorologiques. Vos représentants ont indiqué que deux cartes de type « lorème » ont été approvisionnées pour anticiper une future panne et réduire le temps de perte de transmission des données en salle de commande. A.7.1.4. Je vous demande de mettre en place une organisation pérenne de gestion des pièces de rechange relatives à la station météo afin de réaliser des maintenances curatives dans les meilleurs délais. A.7.2. Installations inspectées au titre des risques non radiologiques
## Atelier Chaud
L'article 2.2.2 de l'annexe à la décision [5] dispose que « L'exploitant limite les quantités de matières combustibles dans les lieux d'utilisation à ce qui est strictement nécessaire au fonctionnement normal de l'INB et, en tout état de cause, à des valeurs inférieures ou égales à celles prises en compte dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie. Compte tenu de la cinétique rapide du développement d'un incendie impliquant des liquides ou des gaz inflammables, des dispositions de maîtrise des risques liés à l'incendie sont prises pour éviter que de tels liquides ou gaz, présents dans les INB, puissent provoquer un incendie ou favoriser son développement. En dehors des périodes d'utilisation, ils sont placés dans des zones, locaux ou équipements adaptés à leur nature et quantité. »
Les inspecteurs ont relevé qu'aucun suivi de l'inventaire des produits entreposés dans l'armoire de stockage de liquides inflammables n°026 situées dans l'atelier chaud n'est effectué. Par ailleurs, cette armoire est identifiée comme non-conforme depuis 2017 (serrure et poignées cassées et charnière défaillante - fiche de vie ASSI n°026). L'intégrité de cette armoire en cas d'incendie n'est donc pas garantie et les potentiels qu'elle renferme sont donc mobilisables. A.7.2.1. Je vous demande de mettre en œuvre des modalités de gestion, de contrôle et de suivi des matières combustibles et inflammables permettant, à tout moment, de vous assurer que la quantité de matières combustibles et inflammables contenue dans l'armoire de stockage de liquides inflammables n°026 de l'atelier chaud est inférieure ou égale à celle prise en compte dans votre étude de risques incendie. A.7.2.2. Je vous demande de remettre en conformité l'armoire n°026 de l'atelier chaud afin de lui restituer son degré coupe-feu 30 minutes. A défaut je vous demande de retirer toutes les substances et mélanges dangereux et/ou combustibles entreposés dans cette armoire. L'article 3.2.1-3 de l'annexe à la décision [5] précise que « 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. »
Un des robinets d'incendie armés (RIA) de l'atelier chaud est indisponible depuis le 03 juillet 2018 (nonconformité identifiée sur le dévidoir). Une fiche d'avis (référence n°A19S013Mi du 13 février 2019) a été ouverte par le service prévention des risques. Cette dernière définit la mesure compensatoire suivante : « mettre une clé tricoise et un tuyau DN45 - 20 m non raccordé au pied du RIA 589 ». La mesure compensatoire consiste donc à mettre à disposition une rallonge au pied d'un autre RIA de façon à pouvoir couvrir la zone normalement couverte par le RIA indisponible. Malgré cette situation dégradée, les inspecteurs ont relevé qu'aucun délai de remise en conformité n'est formalisé. A.7.2.3. Je vous demande de remettre en conformité le RIA indisponible dans les meilleurs délais et au plus tard avant le 31 décembre 2019. Dans l'intervalle, je vous demande de justifier que les moyens compensatoires mis en place permettent d'assurer un niveau de protection vis-à-vis du risque incendie au moins équivalent.
## Parc À Gaz Du Réacteur N°3
La demande particulière (DP) 212 Indice 0 du 9 mars 2007, portant sur l'inventaire et la réduction du nombre des parcs à gaz et des quantités de gaz, fixe, pour les réacteurs de 1 300 MWe, une limite maximale de 4 cadres de bouteilles d'hydrogène (vides ou pleins). Lors de l'examen du relevé de stock des cadres et évaporateurs sur les parcs à gaz référencés SGZ en date du 20 mai 2019, les inspecteurs ont relevé la présence de 5 cadres de bouteilles d'hydrogène sur les parcs SGZ des réacteurs n° 1 et n° 3. A.7.2.4. Je vous demande de veiller au bon respect des exigences figurant dans la DP 212 Indice 0 du 9 mars 2007 et de vous assurer que le nombre de cadres de bouteilles d'hydrogène présents sur les parcs à gaz ne dépasse en aucun cas 4, qu'ils soient vides ou pleins. Lors de la visite de l'évaporateur d'azote, les inspecteurs ont constaté que la soupape de sécurité référencée 9 RAZ 433 VZ, dont le rôle est de protéger le réservoir d'azote alimentant l'évaporateur contre une surpression, était gelée. Après investigation, le service en charge du suivi des équipements sous pression a conclu que la soupape s'était ouverte car la pression dans le ballon d'azote était de l'ordre de 17 bars (ce qui correspond à la pression maximale admissible du ballon d'azote et à la pression de tarage des soupapes) au lieu de 13 bars, qui est la pression normale d'utilisation. Il convient de rappeler que les inspections périodiques réalisées sur les réservoirs d'azote sous pression alimentant les évaporateurs d'azote comportent un examen des accessoires de sécurité. Conformément au CTP n°152.02C-16, le contrôle d'étanchéité des organes de sécurité comprend l'examen de l'absence de givre (caractéristique d'une perte d'étanchéité d'une soupape). Il convient également de noter que ce dysfonctionnement impacte un équipement à l'origine d'un scénario d'éclatement du réservoir présentant un risque majeur dans l'étude de dangers conventionnels (EDDc) de votre installation.
A.7.2.5. Je vous demande d'identifier l'ensemble des causes ayant pu conduire au surremplissage du ballon d'azote et de mettre en œuvre les mesures correctives appropriées qui permettront d'éviter le renouvellement d'une telle situation. Vous me transmettrez cette analyse en précisant les délais de mise en place des actions correctives. Celles-ci devront nécessairement inclure des points d'arrêt lors des étapes critiques du remplissage et prévoir la présence d'un opérateur de conduite durant l'opération de remplissage de cet équipement.
A.7.2.6. Comme suite à l'ouverture de la soupape de sécurité, je vous demande de procéder à la requalification de cet organe ou à défaut de me transmettre l'ensemble des éléments permettant de démontrer que la qualification de cet organe n'est pas remise en cause.
## Huilerie
Le bâtiment de l'huilerie dispose d'un grand pouvoir calorifique (la sensibilité au départ de feu identifiée dans l'étude de risque incendie (ERI) est classée en « risque important »). Par ailleurs, du fait de sa proximité avec d'autres bâtiments et de l'absence de mur coupe-feu entre les bâtiments, un incendie déclaré dans l'huilerie pourrait conduire à une propagation de l'incendie sur une partie du site. L'article 3.2.1-3 de l'annexe à la décision [5] précise que « 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. »
Actuellement, le système d'aspersion fixe ainsi que le ballon d'émulseur sont situés à l'intérieur du bâtiment de l'huilerie, sans être isolés des entreposages des substances inflammables ou combustibles par un mur coupe-feu ou un autre dispositif équivalent. Ces équipements de protection seraient donc agressés directement en cas d'incendie de l'huilerie et deviendraient inopérants puisqu'ils ne sont pas dimensionnés pour résister à un incendie. A.7.2.7. Je vous demande de modifier votre installation de façon à ce que l'ensemble du système d'aspersion fixe et son ballon d'émulseur ne puissent pas être agressés par l'incendie de l'huilerie.
Par ailleurs, une fiche d'avis (référence n°A17S017Mi du 12 septembre 2017) a été ouverte suite à l'indisponibilité du système d'aspersion fixe depuis septembre 2017. Cette fiche définit une mesure compensatoire (mise en place d'une remorque avec moyens compensatoires mousse raccordée sur la BI n°3 avec réserve d'émulseur de 100 litres). Les inspecteurs ont en outre constaté qu'aucun délai de remise en conformité de l'aspersion fixe n'est actuellement formalisé. A.7.2.8. Je vous demande de justifier l'adéquation des mesures compensatoires mises en place au regard du risque d'incendie de l'huilerie. Je vous demande également de vous engager sur un délai de remise en service du système d'aspersion fixe de l'huilerie. Enfin, la fiche alarme incendie (FAI) affichée à l'entrée de l'huilerie n'est pas jour car elle ne prend pas en compte l'indisponibilité du système d'aspersion fixe ainsi que la mise en place de mesures compensatoires. A.7.2.9. Je vous demande de mettre en cohérence la fiche alarme incendie en y indiquant les moyens effectivement mobilisables actuellement.
Le VIII de l'article 4.3.1 de la décision [4] dispose que : « Les substances dangereuses ou radioactives incompatibles entre elles ne sont pas associées à une même capacité de rétention. »
Les inspecteurs ont constaté que les solvants utilisés dans le local de l'huilerie ainsi que dans d'autres locaux du site sont entreposés dans une armoire spécifique située en face de l'huilerie le long du mur de la salle des machines du réacteur n°1. Cette armoire ne dispose d'aucun inventaire à jour des produits qui y sont entreposés. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que certains des produits entreposés dans cette armoire sont incompatibles alors que la rétention de l'armoire est commune à tous les produits. En outre, certains fûts entreposés sont si corrodés que leur intégrité physique ne paraît pas garantie. A.7.2.10. Je vous demande de modifier l'armoire n°26 de façon à respecter le VIII de l'article 4.3.1 de la décision [4] dans les meilleurs délais. Dans l'attente de cette modification, je vous demande de ne pas entreposer dans cette armoire des substances ou mélanges incompatibles. A.7.2.11. Je vous demande d'évacuer dans les meilleurs délais les fûts de solvants dont le niveau de corrosion est susceptible de remettre en cause leur intégrité physique. A.7.2.12. Je vous demande d'afficher sur l'armoire n°26 un inventaire régulièrement tenu à jour des produits qui y sont entreposés dans les meilleurs délais.
## Aire De Dépotage Du Bâtiment De L'Huilerie
L'aire de chargement et de déchargement de substances dangereuses (aire de dépotage) de l'huilerie est soit lignée vers le réseau des eaux pluviales (dénommé SEO) en l'absence de dépotage, soit vers le réseau aboutissant au déshuileur (dénommé SEH) lors d'un dépotage. Les vannes référencées 0SEO426VK et 0SEH437VK permettant d'effectuer le lignage ne disposent d'aucun retour de position permettant de s'assurer de leur fermeture effective. Par ailleurs le personnel du site n'a pas été en mesure d'indiquer de façon explicite les actions à mener permettant de s'assurer que le lignage est correctement effectué.
A.7.2.13. Je vous demande de prendre toutes les dispositions nécessaires permettant de prévenir une erreur de lignage pouvant conduire à un déversement de substances dangereuses de l'aire dans le réseau SEO. A.7.2.14. Je vous demande de mettre en place un dispositif permettant à l'opérateur en charge de la manipulation des vannes référencées 0SEO426VK et 0SEH437VK de s'assurer que ces dernières sont bien positionnées et hermétiquement fermées.
## Installation De Javellisation Repérée Sea
Le produit déchargé sur l'aire de dépotage de l'installation est de l'hypochlorite de sodium (plus communément appelé eau de Javel) qui est fortement incompatible avec d'autres substances (comme par exemple l'acide sulfurique également utilisée sur le site). Les inspecteurs ont constaté que le contrôle permettant de s'assurer qu'il s'agit du bon produit repose uniquement sur l'analyse du certificat d'analyse du produit transmis par la société qui le fournit. Le retour d'expérience disponible sur la base de données ARIA (Analyse, Recherche et Information sur les Accidents) met en évidence que la problématique de mélanges incompatibles est source de nombreux accidents dans l'industrie (235 cas de mélanges incompatibles dénombrés dans la fiche thématique « Accidents liés à des mélanges de produits incompatibles jusqu'au 31décembre 2012 » dont 197 en France). En particulier une centaine d'accidents mettant en œuvre des mélanges eau de javel / acides sont répertoriés dans la base ARIA. Il est à signaler que certains accidents de mélanges incompatibles ont lieu malgré la présence de détrompeurs, la bonne identification in situ des produits, etc. (ARIA 30614 - 7 septembre 2005 - 79 - CERIZAY). Au vu de ce retour d'expérience défavorable, l'ASN considère que l'analyse du certificat d'analyse qui constitue la seule ligne de défense est insuffisante eu égard aux conséquences qu'entrainerait le dépotage d'une substance incompatible dans le réservoir d'hypochlorite de sodium (dispersion d'un nuage toxique de dichlore alors que l'installation est située à proximité directe des limites de site). A.7.2.15. Je vous demande de mettre en place au titre de la défense en profondeur des lignes de défenses additionnelles permettant de prévenir le risque de dépotage de substances incompatibles au niveau du réservoir de javel du local SEA. A.7.2.16. Je vous demande d'analyser la pertinence de la mise en placer des mesures additionnelles suivantes :
- analyse chimique in situ avant le dépotage ; - verrouillage de la bouche de dépotage située au niveau de l'aire de dépotage du local SEA par un système de cadenas où seul le personnel EDF disposerait des clés, ou tout système équivalent.
## Canalisations Véhiculant Des Substances Ou Mélanges Dangereux Dites « Trice »
Le plan local de maintenance préventive (PLMP) relatif au contrôle des canalisations dites « TRICE » d'hydrogène est décliné dans une procédure locale de maintenance. Cette procédure précise que le contrôle doit notamment porter sur les points suivants:
� absence de piqûres et de traces de corrosion, � bon état du revêtement, � absence de fuite à proximité des assemblages boulonnés et des organes de robinetterie,
� bon état du supportage.
Concernant la recherche de fuite, elle doit être réalisée avec un hydrogénomètre (ou appareil équivalent), et il doit être indiqué dans le rapport de contrôle le type d'appareil utilisé, son numéro et la date limite de validité. La gamme opératoire prévoit également un tableau de synthèse permettant de regrouper les constats sur les tronçons de tuyauterie contrôlés. Les inspecteurs ont examiné plusieurs dossiers de réalisation de travaux (DRT) relatifs au contrôle des canalisations d'hydrogène sous alternateur (système GRV et GST). Ils ont constaté que les rapports de contrôle sont remplis de manière lacunaire :
� la plupart du temps, seule une mention du type « bon état général » ou « aucune anomalie constatée » figure dans le rapport de contrôle ;
� le tableau de synthèse des constats n'est généralement pas renseigné ; � les informations relatives au matériel qui aurait dû être utilisé pour la recherche de fuite ne sont pas renseignées ;
� il n'est parfois pas possible d'identifier la portion de tuyauterie ayant fait l'objet de l'inspection visuelle.
La qualité des rapports d'inspection visuelle ne permet pas d'assurer la traçabilité des contrôles effectivement réalisés. A titre d'exemple, elle ne permet ni de s'assurer que l'intégralité du linéaire des tuyauteries a été contrôlé suivant la périodicité fixée par votre doctrine « TRICE », ni qu'une recherche de fuite au niveau des singularités a été effectivement réalisée, ni que les défauts présents ont été effectivement relevés. A.7.2.17. Je vous demande d'améliorer et de renforcer la traçabilité des contrôles réalisés sur les tuyauteries véhiculant des substances et mélanges dangereux de façon à ce que l'ensemble des points identifiés dans le plan local de maintenance préventive et dans la procédure de maintenance associée soient renseignés de façon précise et exhaustive. Lors de la visite de terrain de la station de déminéralisation, les inspecteurs ont relevé que certaines portions de tuyauterie véhiculant de l'acide sulfurique et de l'ammoniaque, et en particulier la portion de tuyauterie et la bride situées au niveau de la vanne référencée 0SDA979VR qui part vers la fosse de neutralisation, étaient dans un état de corrosion préoccupant. Ces situations n'ont pas été identifiées dans les contrôles visuels réalisés au titre du PLMP associé. A.7.2.18. Comme suite aux écarts constatés entre les rapports retraçant les contrôles visuels et les constats effectués dans l'installation par les inspecteurs, je vous demande de réaliser dans les meilleurs délais et au plus tard avant le 31 décembre 2019 un nouveau contrôle sur l'ensemble des tuyauteries et canalisations véhiculant des substances et mélanges dangereux à la station de déminéralisation. Comme suite à ce contrôle, je vous demande de remplacer les portions de tuyauteries pour lesquelles la corrosion, ou tout autres phénomène/constat, serait susceptible de remettre en cause l'étanchéité de la tuyauterie.
## A.7.3. Réseau D'Eau Pluviale Seo
L'article 4.1.9. de l'arrêté en référence [2] dispose que : « Lorsque le ruissellement des eaux pluviales sur des toitures, aires de stockage, voies de circulation, aires de stationnement et autres surfaces imperméabilisées est susceptible de provoquer une pollution par lessivage de ces surfaces ou lorsque le milieu récepteur est particulièrement sensible, un réseau de collecte des eaux pluviales est aménagé et raccordé à un ou plusieurs bassins de confinement capables de recueillir le premier flot des eaux pluviales. »
Les inspecteurs ont noté que des portions de réseau SEO dont les analyses de nocivité concluaient à des défauts majeurs n'avaient pas fait l'objet d'une remise en état dans les délais prescrits par ces analyses. Vos représentants ont indiqué que pour des considérations de lotissement des travaux sur ces réseaux enterrés, les travaux n'étaient pas réalisés prioritairement sur les défauts majeurs mais faisaient l'objet de réparations tronçons par tronçons.
Ainsi, au vu des éléments exposés ci-dessus, l'étanchéité et l'intégrité du réseau SEO ne sont pas démontrées. A.7.3.1. Je vous demande de remettre en conformité votre réseau SEO en respectant les conclusions des analyses de nocivité associées et en respectant les délais de remise en état prescrits dans les meilleurs délais et au plus tard avant le 31 décembre 2019. Vous veillerez à ce que les analyses de nocivité soient réalisées dans des délais raisonnables à l'issue de la réalisation des contrôles ITV. De plus, ces analyses devront être réalisées en accord avec votre note d'étude en référence [9]. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que l'aire de rétention du local de javellisation SEA est mise en communication directe avec le réseau des eaux pluviales SEO sans possibilité de pouvoir l'isoler pendant les opérations de dépotage. Cela signifie qu'en cas de déversement accidentel d'hypochlorite de sodium, le déversement irait directement dans le réseau SEO. A.7.3.2. Je vous demande de mettre en place un système permettant, lors d'un dépotage, d'isoler l'aire de rétention du réseau SEO conformément aux objectifs définis dans l'article 4.3.7 de la décision [4]. A.7.4. Installations réalisant des rejets
## Déshuileur De Site
L'article 2.5.1 de l'arrêté [2] dispose que : « Les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires [...] ».
L'article 2.3.1 de la décision [4] rappelle que « Les équipements et éléments nécessaires […] au traitement et aux transferts des effluents sont conçus, construits et exploités de façon à éviter les rejets non maitrisés dans l'environnement. À cet effet, des dispositions sont prises par l'exploitant de façon à assurer une étanchéité suffisante […] » .
Vos représentants ont indiqué qu'en 2015 une expertise du génie civil du déshuileur avait eu lieu sans qu'une analyse de nocivité ne soit réalisée. Une nouvelle expertise réalisée en 2018 a permis l'identification des mêmes défauts qu'en 2015, l'analyse de nocivité réalisée cette fois a mis en évidence un défaut traversant qui compromet l'étanchéité du déshuileur, à réparer sous deux ans, ainsi que des fissures qui, à terme, remettent en cause l'étanchéité de l'installation, à réparer avant la prochaine visite. Il s'agit pourtant d'un défaut observé en 2015 pour le premier cas cité. A.7.4.1. Je vous demande de traiter sans délais le défaut ne permettant pas de respecter l'exigence afférente au déshuileur de site et de profiter de ce chantier pour réparer les autres défauts.
L'article 2.3.5 de la décision [4] dispose que : « En application de l'article 4.1.1 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé, les installations sont conçues, construites, exploitées, mises à l'arrêt définitif, démantelées, entretenues et surveillées de telle manière que les rejets d'effluents dans l'environnement soient maintenus aussi faibles que possible dans des conditions économiquement acceptables et de manière compatible avec l'étude d'impact et les prescriptions pour la protection. ».
Les inspecteurs ont pu consulter les actions de maintenance préventive réalisées en 2018, ils ont constaté que les actions suivantes n'avaient pas été menées :
� Contrôle annuel de conformité de fixation des caillebotis, � Contrôle annuel thermographique des installations électriques, � Entretien annuel de l'hydroclean, � Entretien annuel des agitateurs du bassin d'aération, � Entretien annuel des sondes du bassin tampon, � Nettoyages au karcher de la station dont la fréquence est tous les 4 mois, � Vérification annuelle des débitmètres électromagnétiques,
� Vérification annuelle des collecteurs et charbons du pont racleur,
� Vidange de l'huile des réducteurs/motoréducteurs.
Par ailleurs, en 2018, certaines actions de maintenance préventive n'ont pas été réalisées selon la fréquence prescrite à l'entreprise sous-traitante.
Le CNPE de Paluel a déclaré un événement significatif pour la protection de l'environnement relatif à un déversement de produits chimiques au niveau de la voirie de la station d'épuration du site le 08 février 2019. Une cause identifiée de cet écart est le non remplacement des poires de niveau du poste égoutture, alors même que celles-ci étaient hors service depuis plusieurs mois.
La surveillance exercée par EDF sur les activités du prestataire n'a pas été en mesure de détecter cet écart.
A.7.4.1. Je vous demande de réaliser l'ensemble des actions de maintenance (correctives et
## Préventives) Prévues Et De Me Fournir Les Éléments Justificatifs.
A.7.4.2. Vous veillerez à définir une organisation permettant de vous assurer de la réalisation des actions de maintenance dans les délais prévus sur l'ensemble du site.
## Station De Déminéralisation
Les inspecteurs ont relevé au cours de la visite du bâtiment de déminéralisation un état de corrosion avancé de certains matériels et portions de canalisation (par exemple présence d'un goutte à goutte au niveau d'une portion de canalisation de chlorure ferrique). Certaines parties du sol de l'atelier sont également dégradées. Les inspecteurs ont fait des constats de même nature au niveau de l'aire de dépotage de la station de déminéralisation où ils ont relevé notamment un état de corrosion préoccupant au niveau des orifices de remplissage des canalisations, des éléments de pomperie et de la zone de collecte destinée à récupérer les égouttures.
A.7.4.3. Je vous demande d'établir et de me transmettre un bilan exhaustif des matériels et canalisations présentant un état de corrosion notable à la station de déminéralisation et sur l'aire de dépotage associée. Je vous demande par ailleurs d'établir un plan d'action permettant de résorber l'ensemble de ces situations d'ici la fin de l'année.
Les inspecteurs ont constaté que l'étalonnage des conductimètres référencés 0SDA341LG et 0SDA351LG n'a pas été réalisé avec la périodicité prévue dans la gamme (date limite du contrôle dépassée). A.7.4.4. Je vous demande d'analyser les raisons ayant conduit au non-respect de la périodicité de contrôle des conductimètres référencés 0SDA341LG et 0SDA351LG et de revoir votre organisation afin d'être en mesure de garantir que les étalonnages des conductimètres présents dans la station de déminéralisation soient effectués selon la périodicité prévue. Des cubitainers d'hydrate d'hydrazine de 1 m3 sont entreposés dans une partie de la station de déminéralisation. Cet entreposage doit respecter les dispositions prévues par l'arrêté ministériel de prescriptions générales (AMPG) applicable, listé à l'annexe II de l'arrêté [2]. Les inspecteurs ont constaté qu'aucune analyse de conformité à cet arrêté n'a été effectuée. A.7.4.5. Je vous demande de réaliser l'analyse de conformité à l'AMPG, applicable à l'entreposage d'hydrate d'hydrazine à la station de déminéralisation.
Gestion des niveaux sur les réservoirs de substances et mélanges dangereux Lors de la visite de la station de déminéralisation, vos représentants ont indiqué que les dispositifs de mesure de niveau et de niveau haut présents sur les réservoirs de substances dangereuses ne bénéficiaient d'aucune maintenance préventive. Les inspecteurs ont par ailleurs pu constater que le report d'alarmes de niveau haut situé sur l'aire de dépotage était inopérant. Ces constats mettent en lumière une fragilité du site vis-à-vis du risque de débordement de substances ou mélanges dangereux lors d'une opération de dépotage. A.7.4.6. Je vous demande conformément à votre note technique [10] d'effectuer un contrôle régulier et une maintenance préventive sur les alarmes de niveau haut présentes dans les réservoirs contenant des substances ou mélanges dangereux. A.7.4.7. Je vous demande de remettre en état le report d'alarme de niveau haut présent sur l'aire de dépotage de la station de déminéralisation et d'indiquer les mesures prises pour en assurer le bon fonctionnement au cours du temps.
Aire de dépotage Le II de l'Article 4.3.8 de la décision [4] précise que « Les installations de chargement et de déchargement sont pourvues d'un dispositif d'arrêt d'urgence qui permet d'interrompre les opérations de transfert. »
Les inspecteurs ont constaté au niveau de l'aire de dépotage de la station de déminéralisation l'absence de dispositif d'arrêt d'urgence.
## A.7.4.8. Je Vous Demande De Mettre En Place Dans Les Meilleurs Délais Et Au Plus Tard Avant Le 31 Décembre 2019 Un Dispositif D'Arrêt D'Urgence.
Les inspecteurs ont constaté plusieurs dysfonctionnements au niveau de l'aire de dépotage qui ne sont pas tracés dans les gammes opératoires complétées lors des opérations. En particulier, les annexes 4 à 6 relatives aux points de contrôle avant dépotage et lignage avant dépotage ne font mention d'aucun de ces dysfonctionnements. Vos représentants ont par ailleurs confirmé que ces dysfonctionnements datent pour la plupart de plusieurs mois. A.7.4.9. Je vous demande d'expliquer pourquoi ces dysfonctionnements ne sont pas tracés dans les gammes opératoires de dépotage et de vous positionner sur le traitement de ces dysfonctionnements.
## A.8. Visite Des Installations
Lors de la visite de l'installation, les inspecteurs ont noté :
- à la STEP :
o la présence de potences non conformes qui ne permettent pas de manipuler les pompes en vue de leur maintenance, o la présence d'un joint fortement dégradé à proximité du dessableur/dégraisseur, o la présence d'une benne de stockage de déchets non identifiée, contraire aux dispositions de l'article 6.2 de l'arrêté [2],
o la fiche action incendie du local technique ne comprend pas les risques liés à l'utilisation de polymère comme floculant ;
- les tuyauteries du réseau d'air comprimé situées entre la salle des machine et les locaux de prélèvements de puits de rejets sur les 2 réacteurs qui sont fortement corrodées, contrairement aux dispositions du II de l'article 4.3.9 de la décision [4] et qui pourraient remettre en cause la disponibilité du dispositif de prélèvement des échantillons ;
- la présence d'une citerne double-enveloppe utilisée pour entreposer des déchets liquides en attente de caractérisation en très mauvais état sur l'aire de dépotage du déshuileur de site ;
- de la végétation présente sur la toiture du puits de rejet ; - une dalle en béton du caniveau dans lequel passe la tuyauterie d'hydrogène du système GRV provenant du parc à gaz endommagée ;
- à la station de déminéralisation, l'absence de pelles dans les bacs à chaux ;
- au niveau du sous-sol de la station de déminéralisation :
o la présence d'une bouteille d'argon mal arrimée, o l'absence d'analyse de risque pour un chantier en cours, o l'absence de fiche d'entreposage pour un chantier en cours ;
- au niveau de l'aire de dépotage de la station de déminéralisation :
o l'absence de kit antipollution, o un report de l'alarme de niveau haut inopérant, o de nombreux défauts sur le génie civil ;
- au niveau de l'aire de dépotage du local SEA :
o un défaut d'étanchéité d'une partie de l'aire de dépotage, o un rince œil non opérationnel (fuite sur la tuyauterie d'eau), o l'absence de kit antipollution.
A.8.1. Je vous demande de mettre en conformité l'ensemble des constats de terrain relevés cidessus dans les meilleurs délais.
## B. Demandes De Complements D'Information B.1. Etude De Risque Incendie (Eri)
Les inspecteurs ont constaté à plusieurs reprises que les recommandations formulées dans les ERI ne sont pas prises en compte sur le terrain :
� Pour l'huilerie, des jerricans en PVC sont toujours entreposés sur les racks, la commande de désenfumage est toujours située à l'intérieur du bâtiment, et les armoires électriques, le système d'aspersion et de désenfumage n'ont pas été rénovés ;
� Pour la station de déminéralisation, la protection avec un produit coupe-feu destiné au calfeutrement de joint inter-bâtiments et le système d'alarme de type 4 n'ont pas été mis en place.
B.1.1. Je vous demande de me transmettre le plan d'actions déclinant les recommandations formulées dans les ERI de l'huilerie et de la station de déminéralisation.
B.2. Surveillance des rétentions et puisards en salle des machines Le I de l'article 4.3.6 de la décision ASN en référence [3] dispose 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 ou tuyauteries, des rétentions, des réservoirs et capacités […] » Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que le fond du bâtiment abritant la salle des machines était valorisé comme rétention ultime en cas de déversement liquide. Cependant, ils n'ont pas été en mesure de fournir les éléments justifiant qu'un programme de surveillance et de maintenance permet de vous assurer de l'étanchéité de cette rétention ultime. De plus, vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter les éléments visant à démontrer que les puisards du système SEK, recueillant les effluents chimiques en salle des machines, faisaient l'objet d'une surveillance notamment du point de vue de leur étanchéité. B.2.1. Je vous demande de me communiquer le programme et/ou les actions de surveillance des différents organes visant à assurer la rétention des éventuels déversements liquides en salle des machines. B.2.2. Je vous demande de me communiquer les résultats des derniers contrôles pour chacun des éléments valorisés dans le confinement liquide de la salle des machines.
## B.3.1. Déshuileur
Vos représentants n'ont pas été en mesure de fournir des documents opérationnels relatifs à l'exploitation du déshuileur de site. Seule une gamme d'intervention portant sur les actions de nettoyage, curage et vidange a pu être fournie aux inspecteurs. Or, ce document ne mentionne pas les spécifications de l'ouvrage notamment en termes de volumes, de niveaux associés aux capteurs et de fréquence de nettoyage ou de maintenance.
## B.3.1.1. Je Vous Demande De Fournir L'Ensemble Des Éléments Utiles À L'Exploitation Du Déshuileur De Site.
Par ailleurs, les inspecteurs ont observé sur le haut du déshuileur de site, la présence de gardes corps fortement corrodés. Des réparations sur les voiles extérieurs du génie civil du déshuileur sont en mauvais état (décollement du film, cloques, …). B.3.1.2. Je vous demande de procéder à la remise en conformité des garde-corps corrodés du déshuileur de site et à la réfection des réparations sur les voiles extérieurs.
B.4. Installations présentant d'importants risques conventionnels
## B.4.1. Huilerie
Les inspecteurs ont constaté que le local de l'huilerie où sont entreposées les huiles est équipé d'un système de désenfumage. L'autre local, dénommé local « annexe », où sont entreposés notamment des graisses, du fioul, du fyrquel et d'autres substances et matériels combustibles ne disposent d'aucun système de désenfumage. B.4.1.1. Je vous demande de justifier l'absence d'un système de désenfumage dans le local
« annexe » de l'huilerie.
## B.4.2. Parc À Gaz Du Réacteur N°3
Les inspecteurs ont constaté que les portes grillagées des alvéoles des parcs à gaz et des ballons d'azote n'étaient pas cadenassées. En cas de grand vent, ces grilles pourraient donc ne pas assurer une fonction de protection vis-à-vis du risque d'agression de type « missile ». B.4.2.1. Je vous demande d'expliciter les raisons qui vous conduisent à ne pas cadenasser ces portes grillagées.
## B.4.3. Installation De Javellisation Repérée Sea
Lors de l'examen du dossier de travaux relatif au contrôle des zones de collecte ultime du bâtiment javellisation référencé SEA (tâche d'OT 01503367-01) en date du 16 mars 2017, le rapport fait état de plusieurs défauts traversants au niveau de la rétention 03 et du puisard 01. B.4.3.1. Je vous demande de me transmettre le bilan des actions engagées comme suite à l'identification de défauts traversants dans des zones de collecte ultime du bâtiment javellisation SEA. Lors de l'examen du dossier de travaux relatif au contrôle des zones de collecte ultime du bâtiment javellisation SEA (tâche d'OT 01686776-22) en date du 17 juillet 2017, le rapport fait état de l'impossibilité d'expertiser les puisards 01 et 02 pour cause de liquide présent dans les fosses. B.4.3.2. Je vous demande de me transmettre l'analyse permettant d'identifier les causes et la nature des effluents liquides présents dans les puisards 01 et 02 de la zone de collecte ultime du bâtiment javellisation SEA. Je vous demande également de me transmettre le dossier de travaux permettant de retracer le contrôle d'étanchéité des puisards 01 et 02 qui a été réalisé après l'évacuation des effluents qui étaient initialement présents dans les puisards.
## B.4.4. Canalisations Véhiculant Des Substances Ou Mélanges Dangereux Dites « Trice »
Concernant le contrôle des canalisations d'hydrogène sous l'alternateur (système GRV), le planning de vérification de la canalisation référencée 1GRV indique que certaines portions de cette canalisation sont situées au niveau de l'alternateur et sont inaccessibles (portions référencées 1GRV023TY et 1GRV024TY). Cependant le PLMP prévoit le contrôle de 100% du linéaire de la canalisation du système GRV. B.4.4.1. Je vous demande de m'indiquer comment est assuré le contrôle des portions qui sont situées dans des zones indiquées comme inaccessibles, en particulier les portions référencées 1GRV023TY et 11GRV024TY.
## B.5. Installations Réalisant Des Rejets B.5.1. Station D'Épuration
Vos représentants ont indiqué que de nombreuses actions de maintenance n'avaient pas été réalisées par l'entreprise extérieure en 2018. Les inspecteurs ont noté que la réunion de levée des préalables qui se tient en début d'année ne mentionne aucun point sur la programmation des actions de maintenance. B.5.1.1. Je vous demande d'inclure la programmation des actions de maintenance pour l'année dans la réunion de levée des préalables. Le CNPE de Paluel a déclaré un événement significatif pour l'environnement le 8 février 2019 relatif au dépassement des flux 24h le 22 janvier 2019 sur deux paramètres chimiques (MES et azote de Kjeldhal) sur le rejet des effluents de la station d'épuration du site. De nouveaux dépassements ont eu lieu le 6 mars 2019 et le 2 avril 2019. Les causes identifiées à l'origine du dysfonctionnement de la STEP sont des pollutions en entrée de station avec une arrivée massive de graisse une première fois puis un flux entrant en ion ammonium supérieur au dimensionnement de la capacité de la station. L'origine exacte de ces pollutions n'a pas été identifiée. Le CNPE a mis en œuvre un plan d'actions afin de corriger l'ensemble des écarts identifiés. Il est entre autres prévu l'injection de polymères. B.5.1.2. Je vous demande d'évaluer l'impact sur les rejets de la STEP de l'utilisation des polymères. B.5.1.3. Je vous demande de me tenir informer de l'avancement de ce plan d'actions sur l'ensemble de ses volets et ce jusqu'à sa clôture.
## B.5.2. Station De Déminéralisation
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté que les rétentions des réservoirs référencés 0SDA512BA et 0SDA522BA présentaient des défauts de nature à pouvoir remettre en cause leur étanchéité. B.5.2.1. Je vous demande de transmettre les rapports d'expertise permettant de caractériser les défauts et de statuer sur l'étanchéité des rétentions des réservoirs référencés 0SDA512BA et 0SDA522BA. Lors de l'examen de l'analyse de nocivité relative à l'aire de dépotage base-acide associée au bâtiment H (fiche 18-0-HSX-002/OT n° 353912-02) qui a été réalisée à la suite de la visite de contrôle de cette aire le 25 février 2016, le rapport présentait les constats suivants : « Fissure : 4 fissures ont une ouverture inférieure à 0.3 mm et ne présentent pas de signe de dégradation périphérique. […] Le caractère traversant ne peut pas être déterminé. […] De plus le rebouchage naturelle par des particules (issues du ruissellement des eaux de pluie) a un effet de colmatage et limite très fortement les infiltrations. Caniveaux de l'aire de dépotage associé au bâtiment H : 3 zones n'ont pas été inspectées à cause de tuyauterie qui empêche l'expertise. » B.5.2.2. Je vous demande de me transmettre des éléments complémentaires permettant de démontrer l'étanchéité de l'aire de rétention. Par ailleurs, les inspecteurs ont pu relever l'absence de kit anti-pollution adapté à l'hydrazine. B.5.2.3. Je vous demande de justifier l'absence de kit anti-pollution adapté à l'hydrazine à la station de déminéralisation.
## B.5.3. Station De Mesure Krs - Réacteur N° 1
Le local de mesure KRS du réacteur n° 1 a fait l'objet d'une rénovation il y a 8 mois (peinture murale et changement du plan de travail). Toutefois, les inspecteurs ont constaté un local en mauvais état avec un plan de travail fortement corrodé. De plus, le sol apparait fortement dégradé et n'a pas l'objet de réfection lors du chantier de rénovation. Les inspecteurs ont également constaté que les bidons utilisés pour les prélèvements n'étaient pas propres. B.5.3.1. Je vous demande de mettre en place des moyens pour assurer la propreté du local de mesure KRS de manière à garantir la qualité des prélèvements (le sol et le plan de travail doivent notamment être facilement décontaminables).
## B.6. Port Des Équipements De Protection Individuelle
Lors de l'exercice décrit précédemment, les équipiers de première intervention ne se sont pas protégés pour intervenir sur le déversement d'une substance non identifiée à ce moment de l'exercice. Or, les consignes de première intervention disponible dans les kits de prévention et les consignes transmises par les opérateurs en salle de commande sont de se protéger avant toute intervention. Il convient de vous assurer que ces consignes sont comprises et appliquées par votre personnel afin de garantir leur sécurité y compris lors des interventions en cas de gestion de crise.
B.6.1. Je vous demande de réfléchir à un renforcement de votre organisation afin de vous assurer que les consignes de sécurité sont effectivement comprises et appliquées par votre personnel.
C. Observations Sans objet 28
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Arrêté du 11 mai 2000 autorisant EDF à poursuivre les prélèvements d'eau et rejets d'effluents liquides et gazeux pour l'exploitation du site nucléaire de Paluel.
[4] Décision n° 2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 modifiée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base
[5] Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
[6] Norme NF/EN/ISO/CEI 17025 relative aux exigences générales concernant la compétence des laboratoires d'étalonnages et d'essais
[7] Guide technique « Gestion des obturateurs du réseau SEO sur le CNPE de Paluel » du 14/06/2017 référencé D5310GMTP5051 indice 1
[8] Etude de la conformité du CNPE de Paluel à l'article 19 de l'arrêté du 31/12/1999 modifié confinement des eaux d'extinction d'incendie du 18 mai 2011 référencé D5310ETSEF203 indice 0
[9] Note d'étude « inspection des réseaux gravitaires - définition des critères d'acceptabilité des défauts » du 07/02/2018 référencée D305217064686 indice A
[10]Doctrine de maintenance des tuyauteries véhiculant des fluides TRICE ; des dispositifs de mesure et d'alarme de niveau présent présents dans les bâches et les puisards ultimes - référence D4550.32-06-1163 - indice 02 - 6 octobre 2011). |
INSSN-BDX-2019-0061 | DIVISION DE BORDEAUX
Bordeaux, le 26 août 2019 Référence courrier : CODEP-BDX-2019-032631 Monsieur le directeur du CNPE du Blayais BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base.
CNPE du Blayais Inspection n° INSSN-BDX-2019-0061 du 11 juillet 2019 Conduite normale : Essais périodiques réalisés au cours de l'arrêt 2VP36 Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ; [2] Arrêté du 07/02/12 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base.
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 11 juillet 2019 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais sur le thème « Conduite normale : Essais périodiques au cours de l'arrêt pour visite partielle 36 du réacteur 2 (2VP36) du CNPE du Blayais ». 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 réalisation des essais périodiques au cours de l'arrêt 2VP36. Les inspecteurs ont effectué un contrôle par sondage des procédures opératoires des essais périodiques menés sur l'arrêt 2VP36 et du traitement des plans d'actions ouverts par vos services métiers à la suite de ces essais. Ils ont par ailleurs contrôlé dans la salle de commande du réacteur 2 la bonne mise en œuvre des mesures compensatoires prises pour suivre pendant le cycle le dysfonctionnement (inétanchéité) constaté en fin d'arrêt sur le robinet du système de contrôle volumétrique et chimique 2 RCV 251 VP. Ils ont enfin vérifié la bonne remise en conformité de la pompe du système d'eau brute secourue 2 SEC 004 PO à la suite du remplacement de sa volute.
www.asn.fr Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que les essais ont été menés dans des conditions satisfaisantes et ils n'ont pas découvert d'écart notable pouvant remettre en cause l'autorisation de divergence accordée à la fin de l'arrêt 2VP36. Néanmoins les inspecteurs considèrent que vous devez renforcer les analyses des suivis de tendances menées à la suite de ces essais afin d'anticiper la dérive d'un paramètre dont la valeur est proche de la limite d'un critère A de vos règles générales d'exploitation (RGE).
Les inspecteurs ont constaté que vous avez mis en place les mesures compensatoires décidés à la suite de la découverte de l'inétanchéité du robinet 2 RCV 251 VP mais qu'il convient que vous fassiez des mesures hebdomadaires des débits de fuite au joint n°1 des groupes moto pompes primaire (GMPP),
conformément à ce que vous aviez annoncé à l'ASN.
Enfin les inspecteurs vous demandent de procéder au traitement de la présence d'oxydation et de corrosion sur la pompe 2 SEC 004 PO alors que la présence d'oxydation sur ces pompes avait déjà été constatée au cours d'inspections antérieures.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Mesures compensatoires liées à l'inétanchéité du robinet 2 RCV 251 VP
L'article 2.6.3 de l'arrêté [2] demande que :
« I. L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à:
- déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines;
- définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées;
- mettre en œuvre les actions ainsi définies;
- évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. » Les inspecteurs ont examiné en salle de commande le suivi des mesures compensatoires que vous avez mis en place à la suite de la découverte au cours de l'arrêt 2VP36 d'une inétanchéité du robinet 2 RCV
251 VP. Il apparaît qu'une des mesures compensatoires figurant dans le plan d'action n° 140 793 demande à mettre en place un suivi hebdomadaire des débits de contournement passant sur les lignes de by-pass des joints n° 1 des trois groupes moto-pompes primaire (GMPP). Pour ce faire le plan d'action demande de réaliser une mesure sur le capteur ultrasons installé en aval du robinet 2 RCV 089 VP en y soustrayant la somme des débits mesurés sur les trois joints n°1 des GMPP. Cependant les inspecteurs ont constaté que la surveillance réalisée pour surveiller les débits de fuite via les capteurs mis en place sur l'installation se basent sur une fréquence d'essais périodiques à périodicité mensuelle sur ces capteurs. Les inspecteurs relèvent donc une incohérence entre la mesure compensatoire vous demandant de procéder à une mesure hebdomadaire des débits de contournement et la réalisation de mesures mensuelles afin de mesurer le débit de fuite au joint n°1 des trois GMPP.
## A.1 : L'Asn Vous Demande De Respecter L'Ensemble Des Mesures Compensatoires Décidées Dans Le Plan D'Action N° 140 793. Conformité Du Remontage De La Pompe 2 Sec 004 Po
Au cours de l'arrêt 2VP36, vos représentants ont constaté un suintement d'eau associé à une présence d'oxydation au niveau de la volute de pompe du circuit d'eau brute 2 SEC 004 PO. Vous avez constaté que ce suintement est situé sur le dessous de la volute à la hauteur de la bague d'étanchéité inférieure de la pompe. Vous avez procédé au démontage de la pompe et envoyé la volute en expertise dans les ateliers du fabriquant. Vous avez ensuite procédé au montage d'une volute de remplacement sur la pompe après la divergence du réacteur 2 à la suite de l'arrêt 2VP36, ce qui a fait l'objet de l'ouverture du plan d'action n ° 136891. Les inspecteurs ont procédé lors de l'inspection au contrôle de terrain de la pompe 2 SEC 004 PO.
Ils constatent :
- La présence d'un état d'oxydation sous la vanne manuelle d'isolement amont (4 SEC 004 VE) de la pompe, au niveau du génie civil, à la hauteur de la bague d'étanchéité inférieure de la pompe. Les inspecteurs s'interrogent sur la possibilité que cette oxydation soit la conséquence du suintement d'eau que vous avez constaté lors de l'arrêt 2VP36. Cet état d'oxydation n'a pas fait l'objet d'un brossage.
- La présence d'un état d'oxydation important sur la vanne d'isolement et sa bride de fixation.
- La nouvelle volute de pompe que vous avez approvisionnée présentait un état de surface écaillé alors que cette pièce est neuve.
- Les inspecteurs ont constaté que les goujons situés sur la bride entre la vanne d'isolement et la pièce de liaison avec la volute, ne sont pas graissés. Les goujons situés sur la bride d'aspiration permettant la fixation de la pièce de liaison avec la volute sont graissés. Vos représentants ont justifié cette différence de graissage non pas d'un point de vue technique mais par le fait que ces deux parties d'équipement sont gérées par deux métiers différents avec des pratiques qui ne sont pas les mêmes (machines tournantes et robinetterie).
- Les goujons situés sur la bride entre la vanne d'isolement et la pièce de liaison avec la volute, lesquels ne sont pas graissés, présentent un état d'oxydation / corrosion important.
A.2 : L'ASN vous demande de lui faire part de votre analyse sur la présence d'oxydation constatée sous la vanne d'isolement 2 SEC 004 PO. Vous prendrez les mesures adéquates pour y remédier ;
A.3 : L'ASN vous demande de lui transmettre votre analyse de l'impact sur les intérêts protégés au sens de l'arrêté [2] de l'absence de graissage constaté par les inspecteurs ;
A.4 : L'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience du constat des inspecteurs en vous assurant que les actes de maintenance sur les EIP sont réalisés conformément aux spécifications en vigueur et de manière uniforme quelque soit le métier en charge de l'activité.
Vous vous prononcerez sur la manière dont sont organisées les activités de maintenance et sur la nécessité de faire évoluer vos pratiques.
## Suivi De Tendance Des Essais Périodiques
Les inspecteurs ont examiné la manière dont vous analysez le suivi de tendance des résultats des essais périodiques, réalisés de manière pluriannuelle.
A ce titre ils ont constaté :
- Essais en injection « RIS 030 » : une tendance à la hausse de la valeur de déséquilibre entre lignes de chaque pompe du circuit de contrôle volumétrique et chimique. Cette hausse est observée depuis 2013 pour les 3 pompes du circuit de contrôle volumétrique et chimique 2 RCV 001 PO, 2 RCV 002 PO, 2 RCV 003 PO. Les valeurs obtenues en 2019 sont respectivement de 5,402 %, 5,332 % et 5,484 %,
respectivement pour les trois pompes. Ces valeurs restent inférieures au critère de 6 %, qui est la valeur limite afin de considérer l'essai comme satisfaisant sans réserve (affectation d'un critère A selon le chapitre IX de vos règles générales d'exploitation (RGE)).
- Essais d'alimentation des GV à plein débit « ASG 043 »: une tendance à la hausse de la valeur de la température du palier de la turbopompe du système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur 2 ASG 003 PO. La valeur relevée en 2019 est de 65 °C, ce qui reste inférieur au critère de 66 °C,
lequel est la valeur limite afin de considérer l'essai comme satisfaisant. (Affectation d'un critère B selon le chapitre IX de vos RGE).
Les inspecteurs constatent que vous respectez les critères fixés par vos règles. Néanmoins ils constatent une tendance à la hausse des valeurs qui sont proches en 2019 des critères à respecter. Les services métiers présents en séance n'ont pas été en mesure d'expliquer comment ils suivent l'évolution de ces paramètres. Les inspecteurs constatent qu'une évolution à la hausse d'une valeur mesurée lors d'un essai peut être révélatrice d'un dysfonctionnement du matériel. De plus une cinétique d'évolution défavorable de certains paramètres peut vous permettre de prévoir qu'en en l'absence d'action corrective, les valeurs des paramètres dépasseront vos critères avant le prochain essai. Les inspecteurs estiment que ce suivi de tendance devrait servir à anticiper des dépassements de critères et vous permettre de mettre en œuvre des actions correctives dès que les valeurs s'en rapprochent.
A.5 : L'ASN vous demande de vous prononcer sur le bon fonctionnement à terme des matériels objet des constats des inspecteurs au vu des cinétiques défavorables des valeurs relevées au cours des derniers essais périodiques.
## Traitement Des Plans D'Action
L'article 2.5.3 de l'arrêté [2] demande 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. » Les inspecteurs ont examiné les plans d'action n° 132904, 132 923, 133177 relatifs aux capteurs du système de contrôle volumétrique et chimique 2 RCV 309 SP, 2 RCV 308 SP, 2 RCV 109 SP, 2 RCV
108 SP, 2 RCV 209 SP, lesquels sont nécessaires au bon fonctionnement du système de graissage des pompes à huile électriques alimentant les pompes du système RCV. Vous avez ouvert ces plans d'action à la suite d'essais non concluants relatifs au contrôle d'étalonnage de ces capteurs. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les capteurs en défaut ont bien été remplacés à la suite de ces essais.
Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'ils ne connaissent pas complètement les raisons des défaillances de ces capteurs et qu'ils ont émis plusieurs hypothèses pour l'expliquer, telles que des vibrations importantes, sans pouvoir les confirmer. Les inspecteurs notent que vous aviez connu des défaillances de ce type de capteurs sur les réacteurs du site avant cet arrêt. Par conséquent les dysfonctionnements de ces capteurs, ayant un impact sur le fonctionnement d'équipements importants pour la protection (EIP) pourraient avoir une origine commune et pourraient se reproduire en l'absence d'analyse de leur origine. Vos représentants ont indiqué qu'ils n'ont pas encore complètement expertisé les capteurs défectueux. Néanmoins les inspecteurs relèvent que les plans d'actions ouverts pour analyser l'impact de ces écarts sur les intérêts protégés ont été clos, ce que vos représentants expliquent par le remplacement du matériel et ce qui signifie qu'ils ne nécessitent plus d'action ultérieure. Or les inspecteurs estiment que vous devez toujours analyser les raisons de la défaillance de ces capteurs, avant de clore les plans d'action.
A.6 : L'ASN vous demande de ne clore les plans d'action ouverts au titre de l'arrêté [2] que lorsque l'ensemble des actions à effectuer pour les clore selon les dispositions de l'article 2.5.3 de l'arrêté [2], a bien été menée à son terme. Vous lui préciserez les résultats des expertises menées sur ces capteurs à la suite de leur dysfonctionnement.
## Réalisation Des Opérations De Conduite De Déconsignation Des Matériels
Les inspecteurs ont examiné les résultats de l'essai périodique des chaines de mesure d'activité KRT 010 visant notamment à tester la bonne fermeture du robinet du système de recueil des effluents primaire 2 RPE 027 VP, lorsqu'une activité radiologique ambiante importante est détectée via la chaine de mesure d'activité 2 KRT 009 MA. Les inspecteurs constatent que l'essai n'a pas été satisfaisant dans la mesure où la commande manuelle de ce robinet pneumatique, n'était pas dans sa configuration au point neutre, empêchant sa fermeture. Cet écart de mise au point neutre de ce robinet aurait été réalisé lors de sa déconsignation, c'est-à-dire lors de la remise en exploitation du matériel à l'issu de l'arrêt 2VP36. L'essai KRT 010 ayant permis de détecter cet écart, a ensuite été réalisé de nouveau après que vos agents aient procédé à la remise en conformité de la commande manuelle dans son état attendu. Néanmoins les inspecteurs s'interrogent sur les raisons ayant conduit à ce que le robinet 2 RPE 027 VP ne soit pas remis en configuration normale lors de sa déconsignation. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter des explications quant au problème rencontré, mais ont indiqué que de toutes façons vous réalisez des essais spécifiques pour vérifier en fin d'arrêt les points neutres des tous les robinets pneumatiques. Néanmoins l'ASN estime que cet argument est insuffisant et que cette absence de remise en configuration du matériel conformément à l'attendu à la suite d'une déconsignation de celuici peut potentiellement traduire un dysfonctionnement sur la manière dont vous réalisez les lignages de matériels.
A.7 : L'ASN vous demande d'analyser les raisons pour lesquelles le robinet 2 RPE 027 VP n'a pas été remis dans sa bonne configuration avant l'essai KRT 070 et vous demande d'en tirer le retour d'expérience.
## Expertise Des Pièces De Rechanges Défectueuses Remplacées
Les inspecteurs ont examiné le plan d'action n° 133 625 relatif à l'absence de fermeture du clapet du système de ventilation de la salle de commandes 2 DVC 039 VA, que vous avez ouvert à la suite d'un essai non concluant visant à vous assurer de la disponibilité de ce clapet après remplacement d'un fusible thermique sur l'arrêt 2VP36. Après plusieurs essais, le clapet ne s'est pas fermé correctement.
Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs avoir procédé au remplacement de l'actionneur du clapet 2 DVC 039 VA, consécutivement au tassement des ressorts de cet actionneur. Vos représentants ont justifié néanmoins qu'à la suite de cet essai, les raisons exactes du dysfonctionnement observé ne sont pas connues avec précision. Vos représentants devaient faire procéder, par une entreprise tiers, à l'expertise de l'actionneur remplacé afin d'analyser le dysfonctionnement de ce dernier. Néanmoins ils ont indiqué qu'une mauvaise communication entre le service métier en charge de cette opération et l'entreprise sous-traitante, n'a pas permis de procéder à l'expertise de l'actionneur. En effet, ce dernier a été mis au rebus sans que le service métier en charge de la maintenance ne l'ai demandé.
A.8 : L'ASN vous demande de prendre les mesures nécessaires afin de garantir que les pièces remplacées sur un matériel détecté défaillant à la suite d'un essai non concluant, soient bien conservées afin de pourvoir être expertisées en cas de besoin.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Gamme De Serrage De La Bride D'Aspiration De La Pompe 2 Sec 004 Po
L'article 2.5.2 de l'arrêté [2] demande que : « Les activités importantes pour la protection sont réalisées selon des modalités et avec des moyens permettant de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori. L'organisation mise en œuvre prévoit notamment des actions préventives et correctives adaptées aux activités, afin de traiter les éventuels écarts identifiés. »
Les inspecteurs ont examiné la gamme opérationnelle d'essai que vous avez utilisée afin de procéder à la requalification de la pompe 2 SEC 004 PO, à la suite de l'intervention de maintenance menée sur cette pompe, afin de confirmer sa disponibilité.
Les inspecteurs se sont intéressés à la procédure de serrage de la boulonnerie de la nouvelle volute sur la bride d'aspiration. La gamme utilisée mentionne la mise en œuvre d'un couple de serrage de 26 daN.m sur l'ensemble des vis. Néanmoins vos représentants n'ont pas été en mesure de confirmer aux inspecteurs quelles sont les exigences définies pour la réalisation de l'activité de serrage de cette boulonnerie, laquelle constitue pourtant une activité importante pour la protection des intérêts (AIP) au titre de l'arrêté [2]. En effet un mauvais serrage pourrait remettre en question la bonne fonctionnalité de la pompe notamment en cas de séisme. Par ailleurs, les inspecteurs ont noté qu'un défaut de serrage pourrait entrainer une fuite à l'aspiration de la pompe et par conséquent un risque de phénomène de cavitation de la pompe pouvant remettre en question ses exigences définies.
B.1 : L'ASN vous demande de lui confirmer la manière dont vous vous assurez du maintien de la qualification du serrage de la bride d'aspiration de la pompe 2 SEC 004 PO en lui indiquant notamment l'origine du couple de serrage appliqué. Actions correctives mises à place à la suite d'une non-qualité de maintenance L'article 2.5.3 de l'arrêté [2] demande 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. » Les inspecteurs ont examiné le plan d'action n° 137227 que vous avez ouvert à la suite de la réalisation non satisfaisante de l'essai « EAS 41 » visant à vérifier le débit de solution de soude en sortie de l'injecteur du système d'aspersion de l'enceinte 2 EAS 001 EJ. En effet, le débit attendu de 10 m3/h n'a pas pu être vérifié, un débit nul ayant été obtenu, en raison d'un défaut de montage d'une des trois clavettes nécessaires à une liaison conforme entre le servomoteur et la partie basse de l'éjecteur. Vous avez indiqué que pendant l'arrêt de 2019, la vanne 2 EAS 001 EJ avait fait l'objet d'une visite de la partie basse, le servomoteur ayant été déposé. Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs que la procédure de montage n'avait pas été respectée par le prestataire. Ils ont aussi indiqué que cette phase de montage listée dans le dossier de suivi d'intervention (DSI), comportera dorénavant un point d'arrêt, lors des interventions ultérieures, pour ne pas renouveler cette erreur. Par ailleurs si l'essai EAS 041 réalisé en fin d'arrêt a permis de détecter cet écart, il apparaît que les essais de requalification intrinsèques qui ont suivi l'intervention sur ce matériel, ne sont pas suffisants dans la mesure où le test Quicklook électrique n' a pas permis de confirmer la bonne réalisation de l'activité de maintenance.
B.2 : L'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience de l'insuffisance de la requalification intrinsèque mise en œuvre à l'issue de l'intervention sur la vanne 2 EAS 00A EJ. Remise en configuration d'un matériel à la suite d'un essai Les inspecteurs ont examiné la gamme de réalisation d'un essai de fonctionnement du groupe électrogène à moteur diésel LHP 10. A la suite de cet essai un plan d'action n° 135 767 a été ouvert, l'essai n'ayant pas été concluant dans un premier temps car un disjoncteur du système d'alimentation électrique en 6,6 kV secouru du réacteur (LHA) ne s'est pas fermé correctement. En effet, vos représentants ont identifié qu'une prise de raccordement du contrôle-commande d'une cellule électrique LHA n'était pas correctement branchée, empêchant tout envoi d'ordres de commande. Vous avez attribué ce défaut de branchement à une mauvaise reconfiguration des circuits électriques lors d'une activité de déconsignation réalisée à la suite d'une intervention de maintenance sur le groupe électrogène LHP. Cette intervention a été réalisée au cours de l'arrêt 2VP36. Vos représentants ont rebranché la prise et ont de nouveau réalisé l'essai, lequel s'est avéré concluant. Néanmoins vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier ce qui a conduit au défaut de branchement du câble électrique lors de cette déconsignation.
B.3 : L'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience de ce dysfonctionnent sur la manière dont vous remettez en configuration et requalifiez une installation électrique à l'issue d'interventions de maintenance.
## C. Observations
C.1 Capteur local 9 RIS 074 SP
Les inspecteurs ont examiné l'essai relatif au démarrage de la pompe d'injection de sécurité 9 RIS 011 PO alimentée par le turbo-alternateur de secours (LLS). Vous avez au cours de cet essai rencontré un problème lié à l'apparition d'une alarme indiquant une pression basse d'huile. Vos représentants se sont rendu compte que la pression basse d'huile résulte non pas d'une baisse réelle de pression d'huile mais d'un défaut sur le capteur local 9 RIS 074 SP vous permettant de suivre l'évolution des valeurs des paramètres au cours des essais. Vous avez établi un programme local de maintenance préventive
(PLMP) relatif à la maintenance et l'étalonnage des capteurs locaux permettant de valider des critères RGE. Il conviendrait de vérifier que le capteur local 9 RIS 074 SP figure bien dans le PLMP des capteurs locaux. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la cheffe de la division de Bordeaux, SIGNÉ PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-LYO-2019-0317 | Lyon, le 09 août 2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2019-035448 Monsieur le Directeur ORANO Cycle - INB n° 176 Route départementale 204 - BP 101 26701 PIERRELATTE CEDEX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base ORANO Cycle Tricastin, INB no 176 Inspection no INSSN-LYO-2019-0317 du 23 juillet 2019 Thème « visite générale »
## Réf. :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Compte-rendu de l'événement significatif déclaré le 29 novembre 2018
[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 prévu à l'article L. 592-22 du code de l'environnement [1], une inspection a eu lieu le 23 juillet 2018 au laboratoire ATLAS de l'établissement Orano Cycle de Tricastin sur le thème « Visite générale ». 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
www.asn.fr 5, place Jules Ferry - 69006 Lyon Téléphone 04 26 28 60 00 - Fax 04 26 28 61 48 RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
L'inspection du 23 juillet 2019 constituait à réaliser une visite générale des installations du laboratoire ATLAS et à vérifier par sondage les essais intéressant la sûreté relatifs à la mise en place du dernier banc de sous-échantillonnage d'hexafluorure d'uranium (UF6). Les inspecteurs se sont attachés à contrôler la conformité des fiches d'essais et des fiches d'écart ouvertes dans la base de données « CONSTAT ». Les inspecteurs ont également assisté à l'arrivée dans ATLAS d'échantillons dans le local 33. Au regard des constats relevés au cours de l'inspection, des améliorations significatives doivent être apportées à la gestion des écarts, à la réalisation des essais périodiques intéressant la sûreté et à la gestion des substances dangereuses.
## A Demandes D'Actions Correctives Substances Dangereuses
Dans la lettre de suite consécutive à l'inspection « organisation et moyens de gestion de crise » CODEPDRC-2018-047263 du 19 octobre 2018, l'ASN vous avait demandé de mettre en place un registre des substances dangereuses et un plan d'entreposage de ces substances, conformément à la règlementation en vigueur. Dans le cadre du projet d'optimisation de la gestion des produits chimiques amorcé en 2017 et à la suite de l'inspection, vous avez effectué un contrôle de premier niveau (CIPN) en 2019. Les inspecteurs ont constaté que certains écarts relevés lors de ce CIPN sont identiques à ceux relevés par les inspecteurs lors de l'inspection de 2018, et qu'ils n'ont toujours pas été traités. Il s'agit notamment de la mise en place d'une cartographie des produits chimiques ou la création d'un plan de compatibilité d'entreposage des produits chimiques dans le local 25. Les inspecteurs ont également relevé l'absence de rétentions dans les armoires de substances dangereuses. L'exploitant a rapidement ajouté des bacs de rétention dans ces armoires Demande A1 : Je vous demande de me transmettre un plan d'action adapté pour renforcer la résorption des écarts constatés, sur l'ensemble des installations du périmètre de l'INB n° 176.
## Essais Intéressants La Sûreté
Les inspecteurs ont analysé par sondage les fiches d'essais intéressant la sûreté notamment la fiche référencée FEE PPE 101893 A27 0002 numéro d'ordre 006 relative aux paramètres de ventilation des installations (réglage des débits d'extraction de l'enceinte LP 48-003, vérification du maintien des sens d'air du local 48 d'analyse vers les enceintes ventilées en situation incidentelle, vérification des dépressions et des sens d'air des locaux et enceintes des locaux 48 et 49 en régime dégradé de la ventilation, relevé des paramètres ventilation ATLAS en configuration finale). Les fiches d'essai présentent les relevés des paramètres de fonctionnement ainsi que les valeurs attendues. À plusieurs reprises les valeurs relevées ne sont pas conformes aux valeurs attendues et les résultats de l'essai sont pourtant notés satisfaisants sans analyse des écarts observés. À titre d'exemple, l'indicateur de pression du local 48 (équipement PDI 1040) présente une valeur de - 75 Pa alors que l'attendu écrit dans les observations est compris entre -80 et -120 Pa. De même, l'indicateur de pression du couloir 59c présente une valeur de -32 Pa au lieu de l'intervalle allant de -40 à -80 Pa. Ces locaux sont de classe C2 (selon la norme relative à la ventilation nucléaire 17 873) d'après le rapport de sûreté ce qui implique des valeurs de dépression comprises entre -80 et - 100 Pa d'après la norme. Pourtant, le résultat de la fiche est considéré comme satisfaisant sans mention et justification des attendus non respectés. De la même manière, dans la fiche d'essai référencée FEE PPE 101893 A27 0002 numéro d'ordre 002 relative au réglage des débits d'extraction de l'enceinte LP 48-003, les indicateurs de pression du local 48 présentait une dépression de -65 Pa alors que l'attendu écrit dans les observations est compris entre -80 et -120 Pa. De même, l'indicateur de pression du couloir 59 présente une valeur de -30 Pa au lieu de l'intervalle allant de -40 à -80 Pa. Cet essai est considéré comme intéressant la sûreté, et les attendus ne sont pas respectés. Cependant, l'essai est noté conforme. En outre, la fiche d'essais référencée PPE 101893 A27 002 numéro d'ordre n°5 « Vérification des dépressions et sens d'air des locaux et enceintes des locaux 48 et 49 en régime dégradé de la ventilation »,
2/6 réalisé le 15 avril 2019, définit des valeurs de dépression acceptables identiques aux essais du régime normal de la ventilation, valeurs qui n'étaient pas respectées. De plus, il est indiqué sur cette gamme d'essai que le critère d'acceptation de l'essai est une dépression inférieure à -40 Pa entre les locaux 48 et 59. L'essai est jugé satisfaisant alors que les dépressions étaient égales à -35 Pa.
Dans la mesure où les inspecteurs ont relevé des écarts sur l'ensemble des comptes rendus d'essais de la ventilation nucléaire, il apparaît d'une part que le contrôle technique de ces essais n'a pas été efficace, et d'autre part que les intervenants ont été probablement insuffisamment formés pour réaliser des essais importants sur la sûreté de la ventilation nucléaire. Demande A2 : je vous demande de me démontrer que les écarts relevés dans ces comptes rendus d'essais n'ont pas de conséquence sur la protection des intérêts. Demande A3 : Compte tenu des constats des inspecteurs, je vous demande de vous assurer que le système de ventilation répond à ses exigences définies, en situation normale et dégradé.
Demande A4 : D'une manière générale, je vous demande de vous assurer que les nonconformités relevées lors d'un essai classé important pour la sûreté font l'objet d'un traitement ou d'une justification formalisée. Demande A5 : Je vous demande de vous assurer que les personnes réalisant les essais de ventilation importants pour la sûreté ainsi que leurs contrôles techniques sont compétents dans ce domaine, conformément à l'article 2.5.5 de l'arrêté du 7 février 2012 [2].
## Examen Des Écarts
Lors de l'inspection, vous avez indiqué que 128 « constats » d'écarts sont en cours dont 49 sont en attente d'analyse et de définition d'actions correctives et préventives. Je vous rappelle que l'article 2.6.2 de l'arrêté INB [2] précise que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer :
- son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement 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. »
En outre, vous avez transmis aux inspecteurs le dossier de traitement de l'écart n°18T-000189 ouvert le 29 janvier 2018, relatif à une visite de sécurité effectuée en décembre 2017 avant le démarrage de plusieurs installations. Lors de cette visite, vous avez relevé des écarts qui relèvent de la sûreté et à traiter dans les plus brefs délais (dépressions non conformes aux règles générales d'exploitation, soufflage obturé, armoire de produits chimiques non raccordée à la ventilation…). Cette fiche n'a pas été ouverte dans la souscatégorie « sûreté ».
De plus, cette fiche d'écart n'a pas été instruite avant l'exploitation des nouvelles installations en février 2018. Vous indiquez une fin de traitement estimée au 1er octobre 2019 soit 20 mois après l'ouverture de la fiche d'écart. Les inspecteurs considèrent que cela constitue un écart à l'article 2.6.3 de l'arrêté INB [2] qui dispose que « l'exploitant s'assure dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts […] ». Enfin, l'exploitant a indiqué aux inspecteurs qu'il n'avait pas mis en place de comité de pilotage des écarts au sein de l'INB n° 176. Demande A6 : Je vous demande de prendre des dispositions fortes pour vous assurer que tous les écarts font l'objet d'un traitement conforme aux articles 2.6.2 et 2.6.3 de l'arrêté INB.
Demande A7 : Je vous demande de définir et de justifier une durée maximale d'examen de chaque écart. Pour les écarts qui auraient dépassé la durée maximale retenue, vous prendrez les dispositions de gestion des écarts qui le nécessitent.
## Incendie
Dans le cadre du compte-rendu de l'événement significatif du 29 novembre 2018 relatif au non-respect de seuil de densité de charge calorifique (DCC) transmis par le courrier du 29 janvier 2019 [3], vous avez indiqué que vous réalisez actuellement une nouvelle étude de risque incendie qui donnera lieu à une mise à jour de votre référentiel de sûreté. Lors de l'inspection, vous avez indiqué aux inspecteurs que l'étude de risque incendie n'est pas adaptée à l'état actuel de l'installation et que le risque avait été surévalué. Cependant, lors de la visite sur site, les inspecteurs ont relevé la présence d'une charge calorifique importante dans le local 25 dit « magasin ». Dans l'étude de risque incendie en vigueur, les seules matières dangereuses présentes et mobilisables sont 1000 litres de liquide inflammable et 12 litres de fluorure d'hydrogène à 50% et le pouvoir calorique supérieur (PCS) est estimé à 725 MJ/m2. Les inspecteurs ont constaté que le local est plein et que la DCC
actuelle est supérieure au PCS prévu dans l'analyse de risque incendie. Demande A8 : Je vous demande de vérifier que le PCS de l'ensemble des locaux est conforme à votre étude de risque incendie en vigueur. Demande A9 : Je vous demande de justifier que les moyens de protection du risque incendie du local 25 sont suffisants. Demande A10 : Je vous demande de vérifier la conformité de votre installation à la décision [4]. Vous prendrez les dispositions de gestion des écarts qui le nécessitent et vous me transmettrez les mesures compensatoires si nécessaire.
## Opérations De Dépotage Dans Le Sas Camion
Les inspecteurs ont constaté dans le sas camion, la présence d'une goulotte permettant d'entreposer un flexible de transfert d'effluents radioactifs et de recueillir d'éventuelles égouttures d'effluents radioactifs provenant de ce matériel. Cette goulotte n'est pas classée zone à déchets nucléaire alors qu'elle est susceptible de contenir des effluents contaminés et qu'elle sert d'entreposage d'un matériel contaminé non confiné. L'exploitant a indiqué aux inspecteurs que les opérations de vidanges font l'objet de la mise en place d'un zonage déchets nucléaires temporaire et qu'un contrôle radiologique d'absence de contamination est réalisé lors de la suppression de ce zonage temporaire. Néanmoins, l'exploitant n'a pas été en mesure d'apporter ni la traçabilité des opérations (dont le contrôle d'absence de contamination), ni une consigne ou un mode opératoire de ces opérations de dépotage. Demande A11 : Je vous demande de classer zone à déchets nucléaires la goulotte d'entreposage du flexible contaminé. Demande A12 : Je vous demande de vous assurer que les opérations de dépotage d'effluents contaminés fait l'objet de consignes formalisées (comprenant les règles de gestion du risque de transfert de contamination).
## Permis De Démarrage
Dans le document « Permis de démarrage ATLAS - Mise en service des équipements UF6 (hors banc de sous-échantillonnage du laboratoire ANC LP48-003) » référencé TRICASTIN-18-003585, les inspecteurs ont noté des points à vérifier non conformes dont les réserves sont non-bloquantes. Parmi ces points à vérifier figure le « contrôle initial sur réseau électrique - délai de 1 an à partir de la mise en service des équipements) ». Néanmoins, l'exploitant ne réalise pas de suivi particulier de ces nonconformités.
Demande A13 : Je vous demande de vous assurer du suivi des réserves non-bloquantes des permis de démarrage. Demande A14 : Je vous demande de vous assurer que le contrôle réglementaire du réseau électrique a été effectivement réalisé. 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 les délais spécifiquement mentionnés dans le présent courrier et par défaut, 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 cheffe de la division, SIGNÉ
Eric ZELNIO |
INSSN-LYO-2019-0363 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 24 juillet 2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2019-033821 Monsieur le Directeur ORANO Cycle - INB no **168**
Route départementale 204 - BP 101 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
ORANO Cycle - Usines d'enrichissement - INB no 168 Identifiant de l'inspection à rappeler dans la réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2019-0363 Thème : « Incendie » 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 16 juillet 2019 au sein de l'usine Georges Besse 2 (INB no 168) du site nucléaire Orano Cycle du Tricastin sur le thème « Incendie ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 16 juillet 2019 au sein de l'usine Georges Besse 2 du site nucléaire du Tricastin (INB no 168) a porté sur le contrôle des dispositions prises par l'exploitant pour prévenir et maîtriser le risque incendie. Les inspecteurs se sont intéressés aux contrôles périodiques et réglementaires relatifs à la prévention, la détection et la lutte contre l'incendie, aux permis de feu, aux exercices de sécurité incendie organisés sur le site en 2018 ainsi qu'aux écarts intéressant le thème de l'inspection, survenus en 2018 et 2019. Pour le périmètre des activités inspectées, les conclusions de l'inspection s'avèrent satisfaisantes. Les contrôles périodiques et réglementaires consultés par les inspecteurs sont assurés rigoureusement. Les écarts relatifs au thème de l'inspection sont correctement traités et les inspecteurs ont pu apprécier l'évolution positive des analyses mises en œuvre dans le cadre des permis feu, notamment par rapport à l'inspection 2017 sur le même sujet. Toutefois, l'exploitant devra confirmer la remise en conformité du poteau incendie no 2 et mettre en place une organisation robuste pour la gestion des échéances des formations incendie.
## A. Demandes D'Actions Correctives Remise En Conformité Poteau Incendie N°2
Les inspecteurs ont examiné les contrôles effectués sur les poteaux incendie de l'installation. Ces contrôles sont effectués tous les semestres.
Les inspecteurs ont constaté que, pour ce qui concerne le poteau incendie no 2 dénommé
« Centre Est tranche 1 » de l'unité nord, une fuite a été identifiée au deuxième semestre 2018. Lors du contrôle du 5 juin 2019, il a été répertorié « non alimenté ». Il a été déclaré aux inspecteurs que la première tentative de réparation n'avait pas été concluante ; une intervention plus importante sous la chaussée est nécessaire. Dans l'attente de cette intervention, l'exploitant a isolé le poteau afin d'éviter la dispersion d'eau et a mis en place une consigne particulière.
D'autres poteaux présents à proximité permettent de maintenir la couverture de la zone. Toutefois, une remise en conformité de ce poteau est nécessaire. Demande A1 : Je vous demande de remettre en conformité le poteau incendie n°2 identifié « Centre Est tranche 1 » de l'unité nord. Vous me transmettrez le délai correspondant.
## Exercices Incendie
L'article 3.2.2-4 de la décision n°2014-DC-417 de l'ASN relative aux règles applicables aux INB pour la maîtrise des risques liés à l'incendie stipule : « 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 ». Les inspecteurs ont contrôlé des comptes-rendus des exercices incendie organisés dans l'installation au cours de l'année 2018, ainsi que la bonne réalisation des actions correctives ou d'amélioration identifiées lors de ces exercices. Le compte-rendu de l'exercice du 26 mars 2018 identifiait qu'au sein du bâtiment d'assemblage des centrifugeuses (CAB) de l'unité nord, le message vocal délivré lors de l'exercice par le chef de quart était inaudible. Une vérification devait être faite sur ce point et, pour cela, le constat n° 18T-000352 a été ouvert. Ce constat est maintenant soldé, mais les inspecteurs n'ont pas pu avoir la preuve des actions réalisées.
Demande A2 : Je vous demande de transmettre la preuve de la vérification de la bonne audibilité des messages du chef de quart, action décidée à la suite de l'exercice incendie du 26 mars 2018.
## Formations
En application de l'article 3.2.2-2 de la décision susmentionnée l'exploitant doit *« disposer en* permanence de moyens matériels et humains suffisants pour accomplir les actions nécessaires dans l'attente de la mise en œuvre des moyens de secours extérieurs. » De plus, l'article 3.2.2-4 stipule que ces personnes doivent être formées. Des équipes communes à l'ensemble des INB du site ORANO du Tricastin permettent de répondre à cette exigence en dehors des heures normales. Ce sont les équipes de l'unité de protection des matières et de sécurité (UPMS). Les inspecteurs ont contrôlé par sondage les formations initiales de ces intervenants et de leur recyclage (validité de 3 ans). Ils ont pu constater que le logiciel de gestion des formations, dénommé « VISA », ne permettait pas de gérer la validité des formations ni de déclencher des rappels automatiques en vue des renouvellements.
Ainsi, certains intervenants n'avaient pas été recyclés dans les délais prévus. Demande A3 : En application de l'article 3.2.2-4 de la décision n°2014-DC-417 de l'ASN relative aux règles applicables aux INB pour la maîtrise des risques liés à l'incendie, je vous demande de renforcer l'organisation pour la gestion des échéances de formation incendie.
## B. Demandes De Complements D'Information
Les inspecteurs ont vérifié par sondage les rapports de contrôle des matériels intéressant la prévention, la détection et la lutte contre l'incendie. Pour ce qui concerne le contrôle des skids
« Hurricane » de l'installation Sud, ils ont noté que le remplacement des bouteilles de CO2 du système d'extinction était à prévoir courant 2019. En effet, le contrôle correspondant sera échu au 22 novembre 2019. Demande B1 : Je vous demande de confirmer la date prévisionnelle de changement des bouteilles de CO2 du système d'extinction du skid Hurricane de l'installation Sud.
## C. Observations
Cette inspection n'a pas fait l'objet 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 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 Lyon Signé par :
Richard ESCOFFIER |
INSSN-OLS-2019-0668 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-032843 Orléans, le 22 juillet 2019 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-2019-0668 des 9 et 10 juillet 2019 « E.1 - application de l'arrêté du 10 novembre 1999 - Mise en œuvre du suivi des spécifications chimiques pour limiter la corrosion dans les programmes de maintenance des appareils CSP »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V et L. 593-33 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 [1] et [2], une inspection a eu lieu les 9 et 10 juillet 2019 sur les réacteurs 1 et 2 de la centrale nucléaire de Belleville, sur le thème « application de l'arrêté du 10 novembre 1999 » et particulièrement l'article 11 de l'arrêté suscité relatif à la prévention de la corrosion. 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 s'est essentiellement centrée sur le respect des spécifications chimiques de conservation des matériels à l'arrêt, la gestion des activités importantes pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement, le traitement des écarts et le respect des spécifications chimiques du chapitre 3 des règles générales d'exploitation dans les domaines d'exploitation RP (Réacteur en Production), AN/RRA (réacteur en Arrêt Normal sur le système Refroidissement du Réacteur à l'Arrêt), AN/GV (réacteur en Arrêt Normal sur Générateur de Vapeur). Les inspecteurs ont jugé que le respect des spécifications chimiques de conservation des matériels à l'arrêt et des spécifications chimiques du chapitre 3 des règles générales d'exploitation par le CNPE de Belleville-sur-Loire était perfectible dans son ensemble. En effet, les inspecteurs ont relevé des axes de progrès à réaliser concernant les conduites à tenir en cas d'ouverture de condenseur, lors d'ajout d'hydrazine dans le domaine d'exploitation RP (réacteur en production) sans couplage au réseau. Par ailleurs, la documentation et la traçabilité restent à améliorer notamment dans le cadre de la gestion des AIP (activités importantes pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement). Des dispositions pour analyser et enregistrer les résultats de conservation à l'arrêt des générateurs de vapeur lors des arrêts de tranche sont à définir.
## A. Demandes D'Actions Correctives Aip Relatives Aux Prélèvements Et De Mesures Physico-Chimiques
L'exploitant doit identifier les AIP, les exigences définies afférentes qui doivent être documentées et enregistrées dans le système de management intégré, conformément aux articles 2.4.1. III, 2.5.2 et 2.5.6 de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base.
L'article 11.I de l'arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation des CPP/CSP des REP requière que l'exploitant s'assure de l'adéquation de la composition du fluide secondaire au regard des risques liés à la corrosion. La surveillance du fluide secondaire vis-à-vis des risques de corrosion est réalisée par l'application des spécifications chimiques. Les inspecteurs ont pour cela examiné la note d'organisation pérenne pour la mise en œuvre de l'arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation des CPP/CSP des REP référence D4550 32 07 0525 indice 0 complétée par les spécifications chimiques de conservation des matériels à l'arrêt au CNPE de Belleville sur Loire référence D5370MO12457 [0] et spécifications chimiques DA RCN 1300 applicables au CNPE de Belleville sur Loire référence D5370MO12456 [002].
Les activités de mesures physico-chimiques du fluide du circuit secondaire principal (CSP) ont pour objectif de maîtriser le risque de corrosion pour éviter le risque de perte d'intégrité et par conséquent le risque de perte de confinement. Les inspecteurs ont constaté qu'EDF n'avait pas identifié d'AIP relatives aux prélèvements et aux mesures physico-chimiques sur le CSP et le circuit secondaire en général. Demande A1 : **je vous demande de prendre les dispositions correctives pour identifier les AIP** relatives aux mesures physico-chimiques sur le CSP et sur le circuit secondaire en général pour protéger les intérêts de sûreté.
## Conservation Des Matériels À L'Arrêt
Les inspecteurs ont examiné, lors de l'inspection, les spécifications chimiques de conservation des matériels à l'arrêt au CNPE de Belleville sur Loire référence D5370MO12457 [0] et le mode opératoire - Organisation pour la conservation du poste d'eau secondaire à l'arrêt référence D5370MO15012122 [001]. Le mode de conservation du condenseur à l'arrêt impose, en cas d'ouverture du condenseur, de supprimer les poches d'eau résiduelles pour éviter le risque de corrosion généralisée et localisée. L'exploitant doit analyser tous les résultats de conservation durant l'arrêt de tranche et les tracer dans un compte rendu. Cette exigence est tenue pour les équipements du circuit primaire à l'exception des générateurs de vapeur.
Le condenseur a été ouvert pendant l'arrêt du réacteur N°1 en 2018. Cependant, EDF n'a pas été en capacité de montrer que des dispositions avaient été prises pour supprimer les poches d'eau résiduelles.
Demande A2 : **je vous demande de prendre des dispositions correctives pour respecter vos**
spécifications chimiques de conservation des matériels à l'arrêt dans le cas où le condenseur est ouvert en documentant et traçant la suppression des poches d'eau résiduelles si existantes. Demande A3 : je vous demande de prendre des dispositions correctives pour analyser et enregistrer les résultats de conservation à l'arrêt des générateurs de vapeur lors des arrêts de tranche.
## Spécifications Techniques Des Rge Chapitre 3 / Alimentation Des Gv
Les inspecteurs ont examiné le mode opératoire - Spécifications chimiques DA RCN 1300 applicables au CNPE de Belleville sur Loire référence D5370MO12456 [002]. La conduite à tenir en cas de dépassement de la valeur limite (VL) de la concentration en hydrazine sur le circuit AHP dans le domaine d'exploitation RP consiste à lancer des actions pour revenir à une teneur supérieure à 10 g/kg.
Les 30 et 31 janvier 2019, la teneur d'hydrazine, sur le circuit AHP du réacteur N°1, a dépassé la VL sans engagement de la conduite à tenir. Vos représentants ont expliqué que l'injection était impossible (automatisme sur démarrage des pompes) sans couplage au réseau. Demande A4 : **je vous demande de prendre des dispositions correctives pour respecter la** conduite à tenir en cas de dépassement de la VL de l'hydrazine dans le domaine d'exploitation RP après basculement ASG/ARE et de la corriger si nécessaire en cohérence avec la prévention contre la corrosion. Dans votre réponse, vous justifierez l'impossibilité d'appliquer la conduite à tenir en cas de dépassement de la valeur limite de l'hydrazine dans le domaine RP après basculement ASG (alimentation de secours des GV)/ARE (Alimentation normale des générateurs de vapeur) dans le cas d'absence de couplage avec la turbine. Enfin, vous préciserez si cette impossibilité concerne tout le palier P'4 voire les autres paliers du parc électronucléaire.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Référentiel Inspecté
Les services centraux d'EDF ont demandé la mise en œuvre sur chaque CNPE d'un programme de suivi renforcé des spécifications chimiques. Vos représentants ont précisé que ce plan consistait pour le CSP à augmenter la fréquence des analyses chlorure/sulfate.
Ce programme n'a pas pu être transmis à l'ASN pendant et au cours de l'inspection.
Demande B1 : je vous demande de transmettre à l'ASN la disposition provisoire de renforcement du programme de suivi des spécifications chimiques relative à l'augmentation de la fréquence des analyses chlorure/sulfate. Les spécifications chimiques de conservation des matériels à l'arrêt, document interne à EDF, traite notamment des spécifications chimiques de conservation des équipements à l'arrêt du circuit secondaire. Par ailleurs, les spécifications chimiques DA RCN 1300, faisant partie du chapitre 3 des règles générales d'exploitation (RGE), transmises pour accord à l'ASN, traitent des spécifications chimiques du circuit secondaire ; le réacteur étant dans les domaines RP, AN/GV, AN/RRA, API,
RCD et APR. Pour plusieurs de ces états, certains équipements du secondaire sont conservés à l'arrêt.
Pour autant, les exigences de conservation des matériels à l'arrêt ne sont pas intégrées.
Demande B2 : je vous demande de justifier auprès de l'ASN la non intégration des spécifications chimiques de conservation des équipements à l'arrêt dans les spécifications chimiques du chapitre 3 des règles générales d'exploitation dans les domaines API, RCD ou APR.
## Traitement Des Non Conformités
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont examiné le mode opératoire - Gestion et programme de suivi métrologique des équipements de laboratoire de tranche référence D5370GA10403
[9], le mode opératoire - Traitement des écarts à la section Laboratoire référence D5370GA11174 [005] et le mode opératoire - Critères de déclaration des situations REX dans SAPHIR référence D5370MO11065 [002]. Le système de management intégré du CNPE de Belleville sur Loire définit les non conformités dans plusieurs documents faisant intervenir différents services. Les enregistrements type plan d'actions (PA), événement, évènement significatif sûreté (ESS), évènement intéressant la sûreté (EIS), fiche retour d'expérience, fiche d'écart laboratoire sont utilisés par les différentes entités. Demande B3 : je vous demande de transmettre à l'ASN la note d'organisation décrivant les livrables relatifs aux non conformités aux spécifications chimiques du CSP (PA, fiches retour d'expérience, EIS, ESS, journal des évènements), de définir leurs interactions, leur niveau de hiérarchisation, les critères d'ouverture et de préciser les responsabilités des services.
## Prélèvements Pour Mesures Chimiques
Les inspecteurs ont examiné le PBMP automates chimiques circuits secondaire et tertiaire "PB TPALAM812-01 indice 1 référence EDLCHM080116 indice B, le mode opératoire - Gestion et contrôle des automates chimiques référence D5370GA10511 [003] et le mode opératoire pHmètre YOKOGAWA PH450G référence D5370GT16004468 [001]. Le respect des spécifications chimiques dans le domaine d'exploitation RP (périodicité d'analyse, concentration limite et conduite à tenir) relatives au pH dans le circuit AHP est exigé au titre de la sûreté (paramètre STE). L'automate 1 SIT 120 MG mesure ce pH sur AHP. Il est associé à un débitmètre à bille de prélèvement.
Le PBMP générique indique que le contrôle visuel de la ligne d'échantillonnage porte sur le débit général, la pression et la température. Le mode opératoire de gestion et contrôle des automates chimiques, celui du pHmètre utilisé ainsi que les autres documents présentés ne définissent pas de plage de débit. Par ailleurs, l'étalonnage du débit n'est pas réalisé. D'autres débitmètres à bille utilisés pour les prélèvements sont *a priori* concernés. Demande B4 : je vous demande de justifier auprès de l'ASN les absences d'étalonnage et de plages des débits de certains débitmètres de prélèvements notamment celui mesurant le pH sur AHP qui est identifié « STE ».
## C. Observations Règles Générales D'Exploitation (Rge) Chapitre 3
Les Spécifications chimiques de conservation des matériels à l'arrêt précisent qu'elles répondent aux exigences de l'article 11 de l'arrêté ministériel du 10/11/99. Les spécifications chimiques DA RCN 1300, faisant partie du chapitre 3 des règles générales d'exploitation (RGE), ne l'indique pas.
Le document « Organisation DIN - DPN pour la mise en œuvre de l'arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du CPP CSP » référence D4550 32 07 0525 [0] précise que les spécifications chimiques en exploitation répondent aux exigences de l'article 11 de l'AM du 10 novembree99. Ce document applicable selon EDF contient des références obsolètes.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la division d'Orléans Signée : Alexandre HOULÉ
- 6 - |
INSSN-OLS-2019-0658 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2020-008836 Orléans, le 31 janvier 2020 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de BELLEVILLE-SUR-LOIRE BP 11 18240 LERE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville– INB n° 128 Inspection n° INSSN-OLS-2019-0658 des 26 juin, 03, 12, 15 et 16 juillet, 07 et 20 août, 6 septembre, 15 octobre et 13 novembre 2019 « Inspection de chantiers »
Réf. : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu les 26 juin, 12, 15 et 16 juillet, 7 et 20 août, 6 septembre, 15 octobre et 13 novembre 2019 au CNPE de Bellevillesur-Loire sur le thème « inspection de chantiers ». Ces journées ont été complétées, le 16 septembre, par le contrôle de l'intégrité du circuit primaire principal (EHCPP). Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
Dans le cadre de l'arrêt de type visite décennale du réacteur n° 2 du site de Belleville sur Loire, les inspections avaient pour objectif de contrôler les travaux de maintenance sous les angles de la sûreté, la radioprotection, la sécurité et l'environnement. Ces inspections ont concerné des chantiers localisés dans le bâtiment réacteur (BR), dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), dans le bâtiment combustible (BK), dans la salle des machines, dans la laverie et l'atelier de décontamination, dans le bâtiment de traitement des effluents (BTE) et dans divers locaux hors zones contrôlées (locaux où se trouvent les diesels de secours et leurs systèmes auxiliaires, la station de pompage…). Au vu de cet examen, il apparait qu'EDF a engagé des efforts importants pour améliorer la sûreté et la radioprotection des intervenants. En net progrès, les résultats ne sont cependant pas toujours à l'attendu.
## A. Demandes D'Actions Correctives Pratiques De Radioprotection Sur Les Chantiers
L'article L 1333-2 du code de la santé publique dispose: « Les activités nucléaires satisfont aux principes suivants : 1° Le principe de justification, selon lequel une activité nucléaire ne peut être entreprise ou exercée que si elle est justifiée par les avantages qu'elle procure sur le plan individuel ou collectif, notamment en matière sanitaire, sociale, économique ou scientifique, rapportés aux risques inhérents à l'exposition aux rayonnements ionisants auxquels elle est susceptible de soumettre les personnes ; 2° Le principe d'optimisation, selon lequel le niveau de l'exposition des personnes aux rayonnements ionisants résultant d'une de ces activités, la probabilité de la survenue de cette exposition et le nombre de personnes exposées doivent être maintenus au niveau le plus faible qu'il est raisonnablement possible d'atteindre, compte tenu de l'état des connaissances techniques, des facteurs économiques et sociétaux ».
Le 11 juillet, un inspecteur a constaté que dans le local de l'instrumentation de cuve (local RIC), deux intervenants étaient allongés au sol en tenue étanche ventilée, les yeux fermés dans une zone contrôlée orange. Après plusieurs tentatives de contact infructueuses, le service de prévention des risques a réussi à attirer leur attention et à leur demander de sortir de la zone de travail. Après entretien avec les intervenants, il apparait que l'activité, telle qu'elle est prévue, engendre des périodes prolongées d'attente pour les intervenants en zone orange, que le surveillant chargé d'assurer la sécurité des intervenants était absent et que le poste de supervision ne pouvait pas voir les intervenants là où ils se trouvaient. Ce constat dénote un comportement inadapté des intervenants mais surtout une organisation d'optimisation défaillante car elle implique que des intervenants restent pendant de longues périodes en zone orange en portant des protections respiratoires sans action à effectuer. Leur exposition aux rayonnements ionisants n'est donc pas justifiée. De plus, l'analyse de risque pour ces activités est inadaptée avec, par exemple, un risque de contamination interne ou externe par des substances radioactives qui aurait des conséquences « faibles ». Par ailleurs, le « document synthétique » résumant les risques principaux sur le chantier fait 18 pages, ce qui le rend peu maniable par les intervenants. Ces constats vous ont d'ailleurs amené à déclarer un évènement intéressant la radioprotection.
Demande A1 : je vous demande de prendre les mesures permettant d'optimiser le temps de présence des intervenants en zone spécialement réglementée présentant des risques importants de contamination. Vous me préciserez les actions engagées dans ce sens.
## Mesures D'Optimisation Des Doses Intégrées Par Les Travailleurs
L'article R. 4451-41 du code du travail dispose : « Lorsque l'exposition ne peut être évitée et que l'application de mesures individuelles de protection permet de ramener les doses individuelles reçues à un niveau aussi bas que raisonnablement possible, l'employeur, après consultation des personnes mentionnées à l'article R. 4451-40, définit ces mesures et les met en œuvre. » Dans le cadre de l'inspection du chantier de remplacement des broches guides de grappe (RBGG), les inspecteurs n'ont pas pu saisir tous les enjeux d'exposition dosimétrique et d'optimisation à la lecture des dossiers présents sur le chantier. Vous nous avez donc communiqué, en différé, les analyses de risques et les mesures d'optimisation retenues, ainsi que des éléments complémentaires. De nombreux éléments observés sur le chantier ou communiqués par ailleurs n'apparaissent pas dans l'analyse de risques ou dans les conclusions du comité d'optimisation (ALARA) lorsqu'il a analysé cette activité.
La société prestataire concernée a indiqué réaliser des opérations extrêmement dosantes. Ainsi, le stand chaud peut être ouvert pour un débit de dose moyen de 50 mSv/h et le repli de chantier peut nécessiter de manipuler, avec des perches, des pièces avec un débit de dose au contact de plusieurs Sv/h. Or, aucune trace de ces opérations n'est retrouvée ni dans le comité ALARA ni dans ses dossiers connexes. Le prestataire a par ailleurs déclaré que ces activités sont connues mais non prises en compte dans le régime de travail radiologique (RTR). Les RTR ne prennent en compte que l'ambiance radiologique en situation initiale au poste de travail. Les situations plus dosantes sont indiquées dans le partie « trajet » du RTR. De même, un technicien radioprotection était présent et mettait en place des parades en cas d'évolution défavorable de la dosimétrie d'ambiance. Mais ces actions et les critères d'actions ou pratiques à mettre en place sont absents du dossier d'optimisation.
Enfin, le comité ALARA indique qu'une évaluation doit être menée pour déterminer si les intervenants sont soumis à un risque d'exposition particulier pour les extrémités. Aucune trace de ce calcul n'a pu être produite. Votre représentant a indiqué que le site augmentait artificiellement les alarmes en augmentant la dose trajet et que cette pratique serait privilégiée « *[…] afin de ne pas avoir de déclenchement d'alarmes dosimètres* avec des débits d'équivalent de dose connus sur ce type d'activité, mais non pris en compte dans notre [analyse de risque] ». Il apparait clairement que les protections des alarmes des personnes ne sont pas adaptées au risque encouru.
Demande A2 : je vous demande de revoir le fonctionnement des comités d'optimisation de façon à ce qu'ils prennent en compte l'intégralité des opérations, des dosimétries intégrées et des parades à mettre en place sur ce type d'activité comme sur toute autre présentant un enjeu dosimétrique important. Vous me rendrez compte des actions engagées sur le sujet.
## Transport Interne De Matières Radioactives
Vos règles générales d'exploitation de référence D457013011936 indiquent : « *La conception des colis TI0* permet d'éviter la dispersion de la matière radioactive. » L'addendum au rapport de sûreté relatif à la conception des colis participant au transport interne des matières dangereuses (référence D457015000287) indique : « Le confinement des colis TI0 est assuré par la présence de la boite à fermeture positive, de la bâche ou de l'enveloppe vinyle fermée. » Les inspecteurs ont constaté le 26 juin 2019, en fin de matinée, que le linge contaminé transitant des bâtiments du réacteur n° 2 vers la laverie était à l'air libre dans des paniers ajourés non fermés et non arrimés. Ce constat est en écart notable avec les règles d'exploitation approuvées par l'ASN, le colis étant classé TI0 selon celles-ci. Vos représentants ont fait interrompre le transport et réemballer les colis. Ils ont également indiqué prendre les mesures nécessaires pour que cette situation ne se reproduise pas. En fin d'après-midi, les inspecteurs ont réitéré le même constat sur un transport différent, réalisé par les mêmes intervenants. Demande A3 : je vous demande de prendre toutes les mesures nécessaires pour respecter votre référentiel de transports internes de matières dangereuses et limiter les risques de dispersion de matière. Vous me tiendrez informé des suites données à votre action.
##
Exigences relatives aux activités importantes pour la protection (AIP) L'article 2.5.2 de l'arrêté du 7 février 2012 dispose : « *I. ― L'exploitant identifie les activités importantes pour* la protection (AIP), les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour. II. ― Les activités importantes pour la protection sont réalisées selon des modalités et avec des moyens permettant de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori. L'organisation mise en œuvre prévoit notamment des actions préventives et correctives adaptées aux activités, afin de traiter les éventuels écarts identifiés. » Les inspecteurs ont constaté sur une proportion importante des activités contrôlées que les AIP associées n'étaient pas identifiées sur les dossiers et n'étaient pas connues des intervenants. Si le contrôle technique et l'enregistrement de ces activités étaient réalisés, la définition des exigences définies, les contrôles par sondage et l'organisation permettant de prévenir et traiter les écarts n'ont pas pu être présentés ou démontrés. Sur le chantier de remplacement des cannes chauffantes du pressuriseur, les activités consistant à usiner le circuit primaire principal n'étaient pas identifiées comme AIP par le dossier d'intervention ou par les intervenants ; cela, alors même que le risque pour la sûreté était clairement identifié par l'analyse de risques. Le constat est le même pour le brossage des pénétrations de fond de cuve (RIC) pour des interventions sur des vannes de circuits de sauvegarde (2RIS1523VP) ou d'effluents (2RPE041RF). Sur le chantier de rechemisage des tuyauteries d'alimentation en eau brute (SEC), des risques de non qualité de réalisation sont identifiés mais aucune parade n'est mise en place.
Demande A4 : je vous demande d'identifier clairement les AIP sur vos chantiers et de vous assurer du respect des exigences réglementaires associées. Pour chacun des cas présentés ci-dessus, vous me transmettrez les AIP identifiées et les exigences définies associées.
## Tenue Des Dossiers De Suivi D'Intervention
L'article 2.5.6 de l'arrêté en référence [1] dispose : « Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a postériori 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 justifié. » Les inspecteurs ont, comme sur les arrêts précédents, constaté que les dossiers sont tenus de manière très inégale. Certains chantiers présentent des validations avant que les opérations ne soient réalisées, tandis qu'à l'inverse, certains dossiers ne sont remplis qu'a posteriori (notamment les chantiers JPP/SFI, le chantier sur 2RRA102VP ou la vidange de 0TRI001RF). Demande A5 : je vous demande de vous assurer du respect des exigences réglementaires d'enregistrement des activités importantes pour la protection. Vous me préciserez les actions de sensibilisation engagées pour que ces dispositions soient respectées.
Formation des intervenants L'article 2.5.5 de l'arrêté du 7 février 2012 dispose : « Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation sont réalisés par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. A cet effet, l'exploitant prend les dispositions utiles en matière de formation afin de maintenir ces compétences et qualifications pour son personnel et, en tant que de besoin, les développer, et s'assure que les intervenants extérieurs prennent des dispositions analogues pour leurs personnels accomplissant des opérations susmentionnées. » Pour les chantiers de robinetteries KES, de mise en œuvre de contrôles par courant de Foucault et de changement des cannes chauffantes du pressuriseur, l'analyse de risques identifie des risques sûreté qui doivent être évités par de la formation. Dans tous les cas cités précédemment, et alors que l'opération était en cours, les intervenants ont indiqué ne pas avoir reçu les formations particulières. Demande A6 : je vous demande de vous assurer de la mise en place effective des parades identifiées par les analyses de risques sûreté, notamment quand il s'agit de formation des intervenants.
Qualité des documents préparatoires aux interventions L'article 2.5.2 de l'arrêté du 7 février 2012 dispose : « *Les activités importantes pour la protection sont réalisées* selon des modalités et avec des moyens permettant de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori. L'organisation mise en œuvre prévoit notamment des actions préventives et correctives adaptées aux activités, afin de traiter les éventuels écarts identifiés. » L'article R. 4451-11 du code du travail dispose : « 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. » Dans de nombreux cas, les inspecteurs ont constaté que les plans de prévention et les analyses de risques sûreté et sécurité n'étaient pas au niveau de qualité attendu. Il apparait de façon régulière des risques qui n'ont pas été identifiés ou pour lesquels aucune parade n'est mise en place. Des visites préalables de chantier sont tracées comme effectuées alors que le réacteur est encore en marche et les locaux par conséquent inaccessibles. Demande A7 : je vous demande de prendre les mesures nécessaires pour que les analyses de risques sûreté et sécurité, ainsi que les plans de prévention, couvrent de façon exhaustive les risques encourus, tout en restant opérationnels pour les intervenants. Vous me préciserez les actions engagées en ce sens. L'article 18 de l'arrêté du 15 mai 2006 dispose : « *L'employeur définit, après avis de la personne compétente en* radioprotection, les conditions d'accès et de sortie des zones surveillées, contrôlées, spécialement réglementées et interdites, pour les personnes et les matériels. » Votre document intitulé « *Utiliser un RTR (régime de travail radiologique) orange pour une activité générique ou* répétitive » indique : « On entend par intervention générique (ou répétitive), une intervention définie qui peut se dérouler en plusieurs étapes ou plusieurs fois consécutivement et ce toujours dans les mêmes conditions radiologiques connues et peu fluctuantes […..]. L'usage d'un RTR « Générique » est interdit pour tous chantiers dont le Ded au poste de travail est susceptible d'être > 6 msv/h. Au-delà de cette valeur, un RTR spécifique doit être impérativement établi. […]Pour les chantiers sous processus zone orange à proximité de points chauds irradiants, seuls les intervenants susceptibles de travailler réellement dans un Ded > 1,6msv/h flashent un RTR ORANGE adapté à l'activité. » Les inspecteurs ont constaté que l'équipe en charge de la logistique dans le bâtiment réacteur rentrait systématiquement en zone contrôlée en activant trois RTR zone orange, avec un débit d'équivalent de dose (DeD) au poste de travail pouvant aller jusqu'à 9 mSv/h, dans des conditions inconnues à l'avance et très fluctuantes et sans que toutes les personnes ne soient susceptibles de travailler dans des conditions correspondant à une zone orange.
Demande A8 : je vous demande de vous assurer du respect des conditions d'accès en zone spécialement réglementée de façon à optimiser la dose intégrée par les intervenants.
## Mesure De Prévention Et De Lutte Contre L'Incendie
L'article 2.2.1 de la décision 2014-DC-0417 dispose : « L'exploitant définit des modalités de gestion, de contrôle et de suivi des matières combustibles ainsi que l'organisation mise en place pour minimiser leur quantité, dans chaque volume, local ou groupe de locaux, pris en compte par la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie. La nature, la quantité maximale et la localisation des matières combustibles prises en compte dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie sont définies dans des documents appartenant au système de management intégré de l'exploitant. » Les inspecteurs ont constaté que dans le local « plancher filtre » où se situe le stand de tri et de conditionnement des déchets nucléaires, de très nombreux sacs et entreposages étaient présents, constituant une charge calorifique importante, les moyens de lutte contre l'incendie étaient inadaptés. Vos représentants ont partagé ce constat et ont pris des mesures immédiates pour corriger la situation.
Ils ont indiqué ne pas être en mesure de présenter un enregistrement de l'évolution de la charge calorifique, ni une étude incendie à jour pour ce local. Le même constat a été fait lors d'une autre inspection pour le local de logistique de l'îlot nucléaire, dans les différents locaux du bâtiment de traitement des effluents (BTE) et dans la laverie de site. Demande A9 : je vous demande de mettre en place une organisation permettant de définir la charge calorifique acceptable par secteur de feu, les moyens de prévention et de lutte contre l'incendie adaptés ainsi qu'un suivi pertinent de la charge calorifique au cours des arrêts.
Vous m'indiquerez les actions engagées en ce sens. Comme à chaque arrêt, à l'occasion des inspections de chantiers, les inspecteurs ont constaté que de nombreux chantiers présentaient des problématiques de tenue (affichage défectueux, matériels au sol, déchets non traités, etc). Les inspecteurs ont également constaté à plusieurs reprises que des zones de circulation ou de travail étaient utilisées pour entreposer des déchets. Après les premières remarques, l'exploitant a engagé un travail important de nettoyage et de rangement, mais lors des dernières inspections, les inspecteurs ont constaté que des zones étaient identifiées comme en écart chaque jour par des rondes durant des semaines, voire des mois sans que la situation soit corrigée.
Le 7 août, les inspecteurs se sont déplacés dans le sous-sol de la laverie et ont constaté plusieurs fuites anciennes sans que des actions correctives soient engagées. De plus, des puisards ont été vus pleins, alors que l'affichage présent l'interdisait strictement. Les inspecteurs se sont rendus dans le local de mise en coque béton et ont pu constater de nombreux déchets au sol, du matériel de chantier non replié et des stockages de produits chimiques sans indication du produit.
Le 13 novembre, les inspecteurs ont effectué un contrôle du sous-sol de la salle des machines et ont constaté plusieurs fuites très actives sur le circuit SEK, avec des installations de fortune pour récupérer l'eau. Par ailleurs, plusieurs caisses marquées « DASRI » (déchets d'activités de soins à risques infectieux) ont été vues ouvertes, alors que votre site ne dispose pas d'autorisation pour détenir ou entreposer de telles substances. Les inspecteurs n'ont pas pu confirmer le contenu des caisses. Demande A10 : je vous demande de renforcer votre organisation de façon à garantir l'effectivité du suivi des chantiers sur votre installation ainsi que de celui de leur repli. Vous me transmettrez votre analyse des écarts ci-dessus et les actions engagées pour éviter leur reproduction.
## B. Demandes De Compléments D'Information Entretien Des Sols Décontaminables
L'article 25 de l'arrêté du 15 mai 2006 dispose : « Toutes les surfaces sur lesquelles sont manipulées ou entreposées des sources radioactives non scellées doivent être constituées de matériaux faciles à décontaminer. » Les inspecteurs ont constaté, à de très nombreuses reprises, que les sols en zone à risque de contamination avaient leur revêtement décontaminable arraché, laissant le béton à nu. Ces écarts ont été partagés avec les accompagnateurs EDF afin de les référencer. Demande B1 : je vous demande de me transmettre un échéancier de correction des anomalies détectées. Etalonnage des moyens de mesure pour les AIP Les inspecteurs ont constaté que les pieds à coulisse n'étaient pas vérifiés ou étalonnés et ce, même pour les instruments de mesure en service depuis de nombreuses années. Ce matériel est utilisé pour réaliser des mesures dans le cadre d'AIP. Demande B2 : je vous demande de me justifier de l'absence de dérive dans le temps des mesures réalisées par ces instruments métrologiques.
## Chantier De Pose De Peau D'Étanchéité Sur L'Enceinte Interne De Confinement
Les inspecteurs ont observé que sur cette opération de modification de l'installation, la seule AIP identifiée est la réception de l'état de surface avant pose du revêtement. Sur l'exemple vu en inspection, le contrôleur technique de cette opération n'était pas qualifié HN3 comme demandé par la procédure. De plus, l'enregistrement des zones traitées au cours du chantier n'a pas pu être présenté pour les portions déjà réalisées. Demande B3 : je vous demande de m'apporter les éléments permettant de démontrer a posteriori la matérialité du contrôle effectué par vos équipes quant à la bonne intégration de cette modification.
## Analyse De Risque Incendie Du Stand Déchets
Lors de l'inspection du 11 juillet, les inspecteurs ont constaté l'absence d'analyse de risque incendie malgré des charges calorifiques importantes. La direction du site s'est engagée à réaliser de manière réactive cette analyse et à mettre en place des moyens de lutte contre l'incendie adaptés. Demande B4 : je vous demande de me transmettre l'analyse de risque incendie pour le stand déchets du BAN.
## C. Observations
C1 : *Cohérence des documents envoyés à l'ASN* Les inspecteurs ont consulté les documents relatifs à la requalification des filtres à sable (U5) suite à la mise en œuvre de la modification renforcée PNPP3870. Le procès-verbal de requalification de ce matériel ne faisait état d'aucune non-conformité. En visite sur le terrain, les inspecteurs ont pourtant constaté plusieurs situations non conformes aux plans ou à l'état de l'art, ainsi que la présence de corrosion qui n'était pas identifiée sur le procèsverbal.
Les inspecteurs vous ont donc rappelé les dispositions de l'article 2.5.6 de l'arrêté en référence [1] concernant les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation qui « font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a postériori 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 justifié. » Si les échanges ultérieurs ont permis de justifier de la réparation des non-conformités constatées avant le redémarrage du réacteur, il vous revient d'analyser la robustesse de votre processus de requalification des matériels suite à modification et d'engager les éventuelles mesures nécessaires à son renforcement.
## C2 : Tenue Des Chantiers Et Affichage D'Entrée En Zone De Chantier Ou En Zone Radiologique
Sur de très nombreux entreposages et chantiers, l'affichage nécessaire à l'identification de l'activité ou du matériel entreposé et des dangers associés a été constaté parcellaire, voire absent par les inspecteurs. Ce constat a été renouvelé pour certains entreposages sur plusieurs inspections. Vos services ont reconnu les difficultés rencontrées sur cette visite décennale pour traiter ce type d'écart récurrent et, ces situations étant en écart notamment avec le paragraphe 2.1.2 du référentiel de maîtrise des chantiers EDF en référence [2] qui précise : « *Une affiche symbolisant les risques, les parades et* indiquant l'identité du chantier ainsi que les acteurs impactés est apposée à l'entrée du chantier. Les tenues prescrites en complément de la tenue de base sont identifiées », vous avez indiqué avoir augmenté les moyens consacrés à cette problématique. Si les inspecteurs ont effectivement constaté une amélioration de la situation au fur et à mesure de l'arrêt, il vous revient de maintenir cet effort pour la prochaine visite décennale et de renforcer votre organisation de façon à garantir l'effectivité de l'identification des risques spécifiques, des parades indiquées et de leur mise en place, sur les stockages, entreposages et chantiers lors de la visite décennale du réacteur n° 1. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par Christian RON |
INSSN-OLS-2019-0565 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-030977 Orléans, le 9 juillet 2019 Monsieur le Chef de la structure déconstruction de Chinon de la DP2D B.P. 80 37420 AVOINE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Site CHINON Atelier des Matériaux Irradiés (AMI) Inspection n° INSSN-OLS-2019-0565 du 25 juin 2019 « Suivi en service des équipements sous pression (ESP) »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté ministériel du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples Monsieur le Chef de la structure déconstruction, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence
[1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 25 juin 2019 sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression (ESP) ».
Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Suivi en service des équipements sous pression
(ESP) ». Les inspecteurs ont vérifié la prise en compte des dispositions réglementaires de l'arrêté ministériel en référence [2]. Ils ont contrôlé l'organisation dédiée suivi en service des ESP au sein de la Structure Déconstruction pour l'Atelier des matériaux irradiés (AMI, INB 94). Ils ont examiné les documents en lien avec le suivi en service des ESP du site au travers leur dossier d'exploitation. Par la suite, la visite des installations a permis l'examen des marquages réglementaires des équipements et de leurs accessoires de sécurité.
Au vu de cet examen, les inspecteurs ont constaté que les contrôles périodiques requis étaient réalisés. Les notes d'organisation du site sont bien structurées et d'un bon niveau de détail. Les dossiers d'exploitation des ESP sont structurés conformément aux dispositions réglementaires.
L'état apparent, l'identification et l'environnement des équipements relevés sur le terrain sont apparus satisfaisants. Enfin, le rôle de la mission d'appui transverse mis en place par EDF a pu être pleinement mesuré au cours de cette inspection. En effet, cette mission était déjà représentée lors de l'inspection par l'ASN du site de Creys-Malville le 29 janvier 2019 sur le même thème et a pu apporter un soutien technique et réglementaire à la gestion des ESP de l'INB 94. Destinée à faciliter l'appropriation des exigences réglementaires sur les différents sites et à accélérer l'atteinte de la conformité, cette mission est considérée comme une bonne pratique par l'ASN.
Cependant, l'exploitant de l'AMI doit améliorer certains aspects, comme la séparation contractuelle des demandes de prestations régaliennes et non régaliennes vers les organismes habilités et la prise en compte des notices d'instructions.
## A. Demandes D'Actions Correctives Personnel Chargé De L'Exploitation Des Équipements Soumis À Déclaration Et Contrôle De Mise En Service
L'article 5 de l'arrêté du 20 novembre 2017 demande que le personnel chargé de l'exploitation des équipements sous pression soumis à déclaration et contrôle de mise en service (DMS, CMS) soit formellement reconnu apte à cette conduite et périodiquement confirmé dans cette fonction par l'exploitant.
Les inspecteurs ont pu constater que cette reconnaissance n'est pas formalisée.
Demande A1 : je vous demande de formaliser les reconnaissances initiale et périodique du personnel de conduite des équipements soumis à DMS et CMS.
## Contrats Pour Les Actes Régaliens
L'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 (arrêté INB) demande que les contrats concernant les actes régaliens réalisés par des organismes dans le cadre de leur habilitation soient spécifiques, c'est-à-dire distincts de ceux vers les titulaires de prestations classiques.
Or, dans sa rédaction, le cahier des clauses techniques particulières (CCTP) relatif aux contrôles réglementaires des équipements sous pression et l'avenant n° 1 au marché pour la maintenance préventive et curative sur le site de Chinon A couvrent divers types de travaux, régaliens et non régaliens, ce qui ne permet pas de respecter la séparation contractuelle requise.
Les représentants d'EDF ont indiqué aux inspecteurs qu'une action était déjà ouverte en interne EDF afin de modifier en ce sens les futurs CCTP utilisés pour les commandes d'activités régaliennes auprès d'organismes habilités. Demande A2 : je vous demande de corriger les documents relatifs aux commandes d'activités de contrôle réglementaire des ESP auprès d'organismes habilités, afin de permettre une contractualisation séparée entre activités régaliennes et prestations classiques.
En outre, l'avenant des conditions particulières d'achat indique que les prestations sont rémunérées à 100% après remise des livrables déclarés conformes et validés par EDF. Cette disposition est ambiguë dans la mesure où elle peut être interprétée comme signifiant que le paiement de la prestation objet de la commande n'intervient que si le contrôle conclut à la conformité de son objet, en l'occurrence l'équipement concerné. Les représentants d'EDF ont indiqué aux inspecteurs qu'il s'agissait de la conformité des livrables, sans rapport avec la conformité de l'équipement concerné. En application de l'article R557-4-2 4° du code de l'environnement qui demande que les organismes et leur personnel soient à l'abri de pression ou incitation notamment financières susceptibles d'influencer le jugement du contrôle, il est nécessaire d'éviter l'ambiguïté entre l'objet du contrôle et les documents livrables. Demande A3 : je vous demande de prévoir une formulation qui évite toute équivoque entre le paiement de la prestation de contrôle et la conformité de l'équipement.
## Application Des Notices D'Instructions
L'article 4 de l'arrêté du 20 novembre 2017 demande que les dispositions de la notice d'instructions soient respectées.
Sur différents cas d'équipements examinés, les inspecteurs ont pu constater que les dispositions demandées par les notices d'instructions n'étaient pas ou pas complètement appliquées. Les représentants de l'exploitant ont indiqué que d'une part, un inventaire des dispositions à effectuer était en cours et, d'autre part, qu'il était envisagé de faire réaliser les inspections périodiques par un organisme habilité de façon à pouvoir ne pas prendre en compte certaines des dispositions des notices d'instructions comme le permet l'annexe 1 de l'arrêté du 20 novembre 2017. Demande A4 : je vous demande de respecter les dispositions des notices d'instructions. Vous formaliserez les cas où vous envisagez de faire faire l'inspection périodique par un organisme habilité pour ne pas prendre en compte totalement la notice d'instructions, en précisant les dispositions non respectées et en démontrant que l'organisme habilité est informé de ce choix.
## B. Demandes De Compléments D'Information
L'inspection ne fait l'objet d'aucune demande de complément d'information.
## C. Observations Flexible Libre Sur Poste 7 Jpd205 Ba
Durant l'inspection, les inspecteurs ont pu constater :
que le flexible de la bouteille secours d'azote du poste d'extinction incendie 7 JPD
205 BA n'était pas fixé, que la bouteille secours ne disposait d'aucune sécurité supplémentaire à la percussion en comparaison de la bouteille en service (1 goupille + 1 plombage plastique + 1 poignée actionneur),
que la promiscuité du lieu impose à l'opérateur de se placer au voisinage immédiat des têtes de bouteille pour actionner l'extinction.
Dans ce contexte, si l'opérateur se trompe en percutant la bouteille secours, il est probable que le flexible agresse l'intégrité physique de l'opérateur, sous l'effet de la pression élevée.
##
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la division d'Orléans Signé par Alexandre HOULE |
INSSN-BDX-2019-0003 | DIVISION DE BORDEAUX
Bordeaux, le 28 juin 2019 Référence courrier : CODEP-BDX-2019-028644 Monsieur le directeur du CNPE du Blayais BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE du Blayais Inspection n° INSSN-BDX-2019-0003 du 21 mai 2019 Elaboration et respect de la documentation d'exploitation et de maintenance - Modification, conformité matérielle et documentaire
## 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° 2014-DC-0420 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 13 février 2014 relative aux modifications matérielles des installations nucléaires de base ;
[4] Note d'application site MQ « Modifier les installations » D5150NASMQMP60017 ind 01.
## 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 21 mai 2019 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais, sur le thème de la gestion de la conformité matérielle et documentaire en lien avec le déploiement des modifications de l'installation. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet avait pour objectif de vérifier l'efficacité de l'organisation mise en place, par le CNPE du Blayais, pour s'assurer de la conformité matérielle et documentaire, au regard de la démonstration de protection des intérêts, lors du déploiement des modifications programmées de l'installation.
Les inspecteurs ont procédé, sur la base d'un échantillon de trois modifications matérielles prévues au plan national et en cours de déploiement sur le site :
- au contrôle de la déclinaison opérationnelle sur le CNPE de l'organisation nationale d'EDF ;
- au contrôle des conditions locales associées à leurs déploiements ; - au contrôle de la validité de la démonstration de protection des intérêts, en particulier vis-à-vis de la prise en compte des spécificités locales.
A l'issue de cet examen, les inspecteurs considèrent que l'organisation mise en œuvre sur le CNPE du Blayais pour encadrer le déploiement de modifications matérielles sur les réacteurs est satisfaisante et efficace pour garantir, à l'issue de ce déploiement, le maintien de la conformité des installations au regard des exigences réglementaires notamment. En particulier, les acteurs rencontrés ont été en mesure de démontrer la capacité de l'organisation, à assurer une transversalité dans le suivi de la progression des modifications opérées dans les domaines prescriptif (documentaire) et opérationnel, notamment au travers de la tenue de réunions d'échanges lors de points d'étapes clés, tels que la réunion de présentation de la modification ou lors de la réunion en vue de la délivrance du « bon pour réalisation » (BPR). Toutefois afin de rendre le processus « modification » plus robuste il est nécessaire de pérenniser ces bonnes pratiques en les formalisant, notamment dans les notes d'organisation du site (logigrammes, rôle des acteurs), où elles n'apparaissent pas suffisamment clairement à l'heure actuelle. Enfin, les inspecteurs ont estimé que la déclinaison au plan local de l'analyse organisationnelle et humaine (SOH), menée au niveau national en liaison avec les sites « tête de série » (TTS) était perfectible, en particulier dans son niveau d'application soit au cours de la réalisation de la modification, soit lors de sa mise en exploitation.
## A. Demandes D'Actions Correctives Processus « Modifier Les Installations »
Le II de l'article 2.4.1 de l'arrêté [2] indique que : « Le système de management intégré précise les dispositions mises en œuvre en termes d'organisation et de ressources de tout ordre pour répondre aux objectifs mentionnés au I. Il est fondé sur des documents écrits et couvre l'ensemble des activités mentionnées à l'article 1er. 1. » L'organisation mise en place sur le CNPE du Blayais pour assurer le suivi de la réalisation des modifications, notamment en application de la note d'application site (NAS) [4] a été présentée aux inspecteurs. Il a notamment été précisé l'importance de la participation de l'intégrateur local documentaire (ILD) à certaines réunions d'étapes telles que :
- la réunion de présentation du projet,
- la réunion pour validation du « bon pour réalisation » des modifications (BPR),
en vue d'assurer une coordination optimale entre l'avancement d'une modification sur le terrain avec sa déclinaison dans le domaine documentaire.
Les inspecteurs ont toutefois noté que la note d'application site (NAS) [4] ne formalisait pas cette organisation. En particulier, ces dispositions ne sont pas reprises dans la description du rôle de l'ILD
ou dans la description des étapes du processus « Modifier les installations ».
A.1 : L'ASN vous demande de formaliser dans le processus [4], la participation de l'ILD aux réunions de mise en place et de suivi des modifications, de façon à permettre une vérification de la bonne coordination entre l'avancement de la mise à jour documentaire et de la réalisation effective des modifications. Vous lui communiquerez la note d'application site (NAS) modifiée en ce sens. Enfin, la NAS traitant de la gestion documentaire, qui était en cours de mise à jour lors de l'inspection, devra être mise en cohérence, le cas échéant, avec les dispositions prévues par la NAS « Modifier les installations ».
A.2 : L'ASN vous demande de mettre en cohérence les notes d'application site « Modifier les installations » et « Gestion documentaire » notamment en ce qui concerne le rôle de l'ILD dans ces processus.
## Etalonnage Du Boremètre
Le II de l'article 2.5.2 de l'arrêté [2] indique que : « Les activités importantes pour la protection sont réalisées selon des modalités et avec des moyens permettant de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori. L'organisation mise en œuvre prévoit notamment des actions préventives et correctives adaptées aux activités, afin de traiter les éventuels écarts identifiés. »
Dans le cadre du déploiement de la modification nationale PNPP 1797, concernant la mise en place d'un boremètre sur le système de contrôle volumétrique et chimique du circuit primaire (RCV), les inspecteurs ont assisté à une partie des essais d'étalonnage de cet appareil. Ils ont constaté que l'opérateur s'était assuré de la conformité des conditions initiales de l'essai, en particulier la stabilité du débit du circuit RCV, par une simple validation orale d'un opérateur en salle de commande, sans relever de donnée particulière et sans vérifier les conditions d'obtention de ces données. L'absence de donnée enregistrée sur les conditions initiales de l'essai est de nature à rendre incomplet le contrôle technique a posteriori de cette activité.
A.3 : L'ASN vous demande en application de l'arrêté [2] de mettre en place une organisation permettant un contrôle a posteriori des conditions initiales de réalisation des essais considérés comme des activités importantes pour la protection (AIP).
## Exploitation Des Analyses Organisationnelle Et Humaine (Soh) Dans Le Cadre Des Modifications
Dans le cadre du déploiement de la modification nationale PNPP 1797, concernant la mise en place d'un boremètre sur le système de contrôle volumétrique et chimique du circuit primaire (RCV), une analyse organisationnelle et humaine (SOH) a été menée par vos services centraux avec une incidence considérée comme forte.
En particulier une difficulté a été soulevée concernant la présence de deux armoires dédiées respectivement à la voie A ou la voie B du circuit RCV, qui présentent ainsi un risque de confusion lors d'interventions ultérieures. Ce risque pris en compte par l'analyse SOH, a été intégré d'une part dans la note d'étude et de conception de la modification (NEC) et d'autre part dans le domaine prescriptif au niveau des différents chapitres des règles générales d'exploitation (RGE).
Toutefois, le chargé d'affaires pour le déploiement de la modification PNPP 1797 a déclaré aux inspecteurs qu'il n'avait pas pris en compte ce risque à son niveau. De plus, il n'a pas pu être précisé aux inspecteurs si ce risque serait pris en compte par un autre service chargé d'exploiter l'installation après modification (maintenance ou conduite par exemple). A ce titre, les inspecteurs ont considéré que le rôle des correspondants SOH « métiers » devait être précisé dans la NAS [4], afin de s'assurer que l'analyse SOH soit entièrement valorisée au cours de la modification.
A.4 : L'ASN vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour que les analyses SOH
accompagnant les dossiers nationaux de modifications de vos installations soient entièrement prises en compte au niveau le plus adapté entre les stades « modification » et « exploitation » ;
A.5 : L'ASN vous demande de préciser le rôle du correspondant SOH « métiers » dans la prise en compte des analyses SOH nationales accompagnant les modifications de vos installations.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Etalonnage Du Boremètre
Dans le cadre du déploiement de la modification nationale PNPP 1797, concernant la mise en place d'un boremètre sur le système de contrôle volumétrique et chimique du circuit primaire (RCV), les inspecteurs ont assisté à une partie des essais d'étalonnage de cet appareil. Ils ont constaté que l'étalonnage du boremètre était réalisé à partir de deux valeurs de concentration en bore mesurées par le même opérateur du laboratoire d'analyses chimiques du site (deux mesures à 20 minutes d'intervalles).
Cette pratique est susceptible de conduire à une erreur de mode commun en l'absence d'une tiers expertise de la mesure réalisée. B.1 : L'ASN vous demande de vous réinterroger sur les conditions de réalisation des mesures utilisées dans le cadre d'une opération d'étalonnage d'un appareil de contrôle. Vous lui ferez part des actions retenues.
## Carte D'Identité Du Design De Tranche (Cidt)
Les inspecteurs ont noté que l'outil constitué par la carte d'identité du design de tranche (CIDT), mise en place par vos services centraux pour dresser notamment le bilan, en fin d'arrêt de réacteur, de l'état matériel et documentaire des installations par rapport à l'état attendu, avait été déployé sur votre site en sortie des derniers arrêts pour visite partielle (VP). Vous avez précisé que cet outil n'était pas utilisé, pour le moment, pour la gestion des redémarrages de vos réacteurs car les informations qu'il contient sont disponibles par ailleurs. Néanmoins, l'ASN considère que l'exploitation de la CIDT, avant le redémarrage d'un réacteur à la suite d'un arrêt qui embarque un volume important de modifications, de type VP ou VD (visite décennale), doit être intégrée à l'avenir pour vos prochains arrêts.
B.2 : L'ASN vous demande de vérifier avant chaque redémarrage, notamment pour les prochaines VP et VD, la conformité de l'état matériel et documentaire du réacteur avec les données enregistrées dans le CIDT. 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 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 Bordeaux, SIGNÉ PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-LYO-2019-0464 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 20 juin 2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2019-026756 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin EdF
CS 40009 26131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX CEDEX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base (INB)**
Centrale nucléaire du Tricastin (INB nos 87 et 88)
Inspection INSSN-LYO-2019-0464 des 7, 14 et 15 mai 2019 Thème : « Modalités de vérification de la conformité et mise en œuvre des modifications hybrides1 »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Lettre de suite de l'ASN référencée CODEP-LYO-2019-009521 du 22 février 2019
(*INSSN-LYO-2018-0439*)
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 les 7, 14 et 15 mai 2019 sur la centrale nucléaire du Tricastin, relative aux modalités de vérification de la conformité et à la mise en œuvre de la partie réalisable réacteur en fonctionnement de modifications hybrides du lot A, associées à la quatrième visite décennale (VD4) du réacteur 1.
A la suite des constatations faites, à cette occasion, 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'inspection menée les 7, 14 et 15 mai 2019 sur la centrale nucléaire du Tricastin sur le thème « Modalités de vérification de la conformité et mise en œuvre des modifications hybrides » avait pour objet d'apprécier les modalités de réalisation des vérifications de conformité et des modifications matérielles déployées en anticipation de la VD4. Cette inspection s'inscrivait dans la continuité de l'inspection réalisée sur le même thème, le 29 novembre 2018, dont les conclusions ont fait l'objet de la lettre de suite de l'ASN citée en référence [2].
Dans le cadre de cette nouvelle inspection, les inspecteurs ont procédé :
- à des vérifications de conformité, par sondage, autour des pompes du circuit d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG), des groupes électrogènes de secours (LHP et LHQ), des pompes et des galeries du circuit d'eau brute secourue (SEC), des fixations inter-colonnes de tableaux de distribution électrique ;
- au suivi de mise en œuvre de modifications prévues dans le cadre du réexamen périodique du réacteur no 1.
## Cette Inspection A Mis En Évidence :
- l'existence de constats d'écarts susceptibles de remettre en cause la conformité des installations sans qu'ils ne soient identifiés comme tel par le CNPE. Cette absence d'identification peut avoir une incidence sur le délai de traitement et le respect de l'exigence d'une remise en conformité à l'issue de la visite décennale, sauf justification, de tout écart portant sur la conformité détecté avant le début de la visite décennale ;
- le caractère transposable de certains constats formulés dans le cadre de la « démarche innovante »
(vérification de conformité réalisée par contrôle visuel par des équipes pluridisciplinaires dans les trois locaux suivants : local des pompes ASG, local des groupes électrogènes LHP/Q et local des pompes SEC) dans d'autres parties de l'installation qui ne font pas l'objet de la même démarche de contrôle, et qui par conséquent ne sont ni identifiés ni traités ;
- un manque d'appropriation, par le CNPE, du pilotage et du suivi de la « démarche innovante »
qui fait appel à des équipes pluridisciplinaires dont les compétences sont principalement issues des services centraux d'EdF ;
- des difficultés du CNPE à maintenir au quotidien des installations conformes soit aux exigences applicables à la construction soit aux règles de l'art ;
- des bonnes pratiques dans le suivi des modifications mais mises en œuvre de façon hétérogène.
## A. Demandes D'Actions Correctives Vérification De Conformité Du Supportage Des Tuyauteries
Le 29 novembre 2018 a été menée une première inspection de l'ASN sur la vérification de conformité et la mise en œuvre des modifications réalisées « tranche en marche ». Ce jour-là, le contrôle de la conformité des ancrages de la tuyauterie repérée 1 SAR 402 TY (circuit de distribution d'air comprimé de régulation) était terminée. Le contrôle réalisé par l'entreprise prestataire consistait à réaliser un contrôle visuel du support et, pour 5% des ancrages, un contrôle du couple de serrage. Une vérification de ce contrôle a été menée par les inspecteurs de l'ASN. Sur la base des documents disponibles (un plan isométrique pour une partie de la ligne et un plan de repérage pour l'autre partie), les inspecteurs ont identifié qu'il manquait un support. Dans la lettre de suite en référence [2], l'ASN vous a demandé de vous positionner sur le nombre de supports requis. En réponse, vous avez confirmé, sur la base des trois plans isométriques associés à la ligne 1SAR402 TY,
l'absence effective d'un support. Ainsi, l'utilisation de documents insuffisamment précis a conduit à ne pas identifier des écarts au plan. En vue d'éviter le renouvellement de cette situation, vous avez pris des dispositions afin de vérifier l'adéquation du nombre de supports à contrôler, identifié dans le cahier de supportage, avec celui identifié sur l'ensemble des plans isométriques et de garantir que les dossiers remis à l'entreprise prestataire en charge de la vérification du supportage contiennent l'ensemble des données. Si l'organisation retenue doit permettre de s'affranchir du renouvellement d'une situation comparable à celle identifiée le 29 novembre 2018, vous n'avez pas conduit d'action permettant d'identifier si des situations comparables ont été rencontrées antérieurement.
Demande A1 : Je vous demande de m'indiquer les dispositions définies et mises en œuvre pour vous assurer que les dossiers associés aux contrôles de supportage qui ont été réalisés antérieurement à la mise en place des nouvelles dispositions de validation des dossiers d'intervention, prises en réponse à la demande de l'ASN [2], contiennent l'ensemble des données nécessaires à l'exécution de l'opération de contrôle. Si des situations similaires à celle identifiées par l'ASN pour la tuyauterie 1 SAR 402 TY sont mises en évidence, vous me préciserez les mesures engagées afin de consolider les résultats de la vérification de conformité du supportage réalisée et de procéder aux remises en conformité nécessaires.
## Identification Des Écarts Détectés Comme Des Écarts De Conformité
Dans le cadre de la réalisation des contrôles prévus au titre du programme de base de maintenance préventive (PBMP), vos services ont identifié, le 23 novembre 2017, un écart en lien avec le génie civil affectant le voile béton qui sépare les locaux des voies A et B des pompes du circuit SEC. Cet écart a fait l'objet d'une analyse de nocivité avec la définition de mesures compensatoires afin de garantir le respect des exigences associées à ce mur (tenue structurelle, prévention des risques générés par une inondation interne ou externe). L'inspection de mai 2019 a permis de vérifier qu'un ordre de travail avait été créé prévoyant une réparation avant la réalisation du prochain contrôle décennal prévu par le PBMP. Cet écart a été revu à l'occasion du contrôle réalisé dans le cadre de la « démarche innovante », ce qui vous a conduit à vous réinterroger sur le délai de réparation. Cet écart constitue un écart de conformité puisqu'il ne permet plus de garantir l'indépendance des locaux des pompes SEC des voies A et B vis-àvis du risque inondation. Or, l'ASN vous a demandé que tout écart de conformité identifié préalablement à la 4ème visite décennale (VD4) soit traité au plus tard à l'issue de la VD4, sauf justification particulière. **Dans le cas présent, la réparation peut être réalisée, sans difficulté** particulière, avant l'issue de la VD4. En outre, le 15 mai 2019, à l'occasion de la visite de terrain, les inspecteurs ont constaté que la gaine métallique (type « boa ») dans laquelle transite la filerie associée aux capteurs de position de la vanne PTR 001 VB était dégradée. Or, ce matériel est qualifié aux conditions accidentelles (K1). Une demande de travaux a été ouverte avec un ordre de travaux associé, de priorité 4, sans échéance définie. Cette dégradation est de nature à remettre en cause la qualification du matériel. Au vu de la vanne concernée, l'intérêt d'une remise en conformité dans un délai plus ambitieux, voire tranche en marche, aurait mérité d'être examiné. Les deux cas identifiés ci-dessus n'ont pas donné lieu à l'ouverture de plan d'action (PA CSTA). Cela conduit donc l'ASN à s'interroger sur la capacité du site à garantir un recensement exhaustif de tous les constats et écarts en lien avec la conformité des installations ou à contrario à détecter les constats et écarts en lien avec la conformité qui n'auraient pas été identifiés comme tel, afin d'engager les actions nécessaires permettant leur résorption au plus tard à l'issue de la VD4.
Demande A2 : Je vous demande de m'indiquer les dispositions définies et mises en œuvre afin de garantir l'identification et le recensement exhaustif de tous les constats ou écarts en lien avec la conformité, qu'ils donnent lieu à l'ouverture d'un PA CSTA ou non, ainsi qu'à leur résorption au plus tard à l'issue de la VD4.
## Périmètre De La « Démarche Innovante »
Les 7 et 14 mai 2019, dans le cadre d'une vérification par sondage de la conformité des installations, les inspecteurs ont procédé à une visite des installations suivantes de la tranche 1 :
- locaux des motopompes et de la turbopompe ASG ainsi que certains locaux adjacents ;
- locaux des groupes électrogènes voies A et B ; - locaux des pompes SEC voies A et B ;
- galeries SEC voie B ;
- locaux des tableaux de distribution électrique.
A cette occasion, les inspections ont formulé un certain nombre d'observations qui vous ont été directement transmises à l'issue de l'inspection afin de vous permettre de vous positionner sur la connaissance ou non de ces observations et sur leur identification par vos soins dans le cadre de la « démarche innovante ». A la lecture de vos éléments de réponse, apparaissent :
- le caractère non exhaustif du recensement des écarts dans le cadre de la « démarche innovante ».
A titre d'exemple peuvent être cités l'absence de vis de maintien sur des capots de coffret (identifiée partiellement) ;
la proximité des flexibles et câbles avec la structure du génie civil identifiée en voie B mais pas en voie A pour les groupes électrogènes de secours alors que la situation est en fait identique ;
l'absence de collier de maintien de petites tuyauteries (identifiée partiellement) ;
- le caractère transposable de certaines observations formulées pour les matériels, objet de la
« démarche innovante », à des matériels situés dans les mêmes locaux mais non pris en compte dans la démarche ou à des matériels situés dans les locaux adjacents. A titre d'exemple peuvent être cités :
l'absence de vis de maintien sur des capots de coffret présents dans des locaux adjacents ;
des tiges filetées trop courtes sur des assemblages boulonnées de matériels situés dans le même local mais non pris en compte dans la démarche ;
la corrosion d'une tuyauterie SEC, liée dans un cas à une non remise en peinture après la réalisation de mesure d'épaisseur, et, dans l'autre cas, à une ancienne fuite sur une tuyauterie positionnée à proximité. Cette tuyauterie est située dans la galerie SEC voie B, non intégrée dans le périmètre de contrôle de la « démarche innovante » ;
Le nombre d'observations formulées par les équipes pluridisciplinaires dans le cadre de la « démarche innovante » ou par les inspecteurs à l'occasion du contrôle par sondage les 7 et 14 mai 2019 confirment l'intérêt et la nécessité de cette vérification de conformité sur le terrain en complément des contrôles réalisés dans le cadre de la mise en œuvre des PBMP.
Par contre, la présence d'observations similaires à celles formulées dans le cadre de la « démarche innovante » d'une part sur des matériels présents dans les locaux concernés par la démarche mais non contrôlés dans le cadre de la « démarche innovante » et d'autre part sur des matériels identiques présents dans des locaux adjacents, doivent vous conduire à vous interroger sur la définition actuelle du périmètre de contrôle de la démarche innovante et sur sa nécessaire extension.
Demande A3 : Je vous demande de m'indiquer les enseignements tirés de la mise en œuvre des contrôles dans le cadre de la « démarche innovante » et des constatations relevées par les inspecteurs, notamment sous l'angle du caractère complémentaire à la démarche ECOT (examen de conformité) et du périmètre de contrôle.
## Maintien Des Installations En Conformité Avec Les Exigences Applicables Ou Les Règles De L'Art
Lors de la visite sur le terrain, les inspecteurs ont formulé un certain nombre d'observations en lien avec le maintien des installations en conformité avec les exigences applicables ou les règles de l'art :
- l'absence de vis de maintien de capot de certains coffrets électriques ;
- la longueur insuffisante de tiges filetées sur des assemblages boulonnées ne permettant pas le respect des règles de l'art ;
- une longueur de vis inadaptée à proximité d'une manchette souple, générant un risque d'endommagement en cas de vibrations ;
- l'absence de vis de maintien en position fermée d'une trappe sur un pupitre de groupe électrogène, générant un risque d'endommagement de câble, par exemple en cas d'ouverture due à un séisme ;
- l'absence du cadenas prévu permettant le maintien en zone de stockage de leviers de vanne ;
- l'absence de rangement du boîtier de commande du pont dans le bloc prévu à cet effet ; - la corrosion susmentionnée, due à la non remise en peinture de tuyauterie après la réalisation d'une mesure d'épaisseur ;
- des gaines de protection de flexibles ou de capteurs de prises de température dégradées ; - des vannes du circuit SAR non identifiées et l'absence d'un point de fixation d'un ancrage sur ce circuit ;
- le risque d'endommagement de flexibles, de tuyauteries et de câbles en cas de chute, due à un séisme, des extincteurs du hall diesel, au vu de l'état dégradé de leurs ancrages.
Demande A4 : Je vous demande, au vu des constats réalisés lors de la visite de terrain des inspecteurs, de m'indiquer les dispositions retenues vis-à-vis de cette situation pour éviter que de telles situations soient à nouveau mises en évidence à l'issue de la VD4. Vos réflexions devront notamment porter sur le suivi des chantiers, la réception des travaux et des activités de maintenance en fin de chantier ainsi que l'attitude interrogative au cours des rondes dans les installations.
## Stockage De La Tuyauterie « Ptr Bis »
Au cours de la visite terrain, les inspecteurs ont constaté que les tronçons de tuyaux associés à la modification « PTR Bis », démontés en raison des défauts identifiés lors des contrôles par examen non destructif de leurs soudures et remplacés depuis, sont entreposées dans le local des pompes PTR pour une durée, autorisée par vos services, de six mois. Une telle durée d'entreposage n'est à priori pas justifiée. Demande A5 : Je vous demande de vous engager sur un délai, que vous justifierez, d'évacuation de ces tronçons de tuyauteries du local des pompes PTR.
## Modification Eas-U
Sur le chantier EAS-U, une fiche de constat a été ouverte à la suite de la réalisation du carottage C5 pour la ligne EAS 512 TY, en décalage par rapport à l'implantation prévue sur le plan. Ce décalage génère plusieurs difficultés :
- un problème de proximité entre la future tuyauterie EAS et une gaine de ventilation ; - le caractère inadapté du support installé ;
- la nécessité de modifier l'angle d'un coude de la tuyauterie EAS et de découper une soudure réalisée en atelier.
Dans le cadre de la validation des plans de conception, une visite de reconnaissance a été réalisée afin d'identifier les difficultés potentielles d'implantation des supports, de cheminement des tuyauteries.
Cette reconnaissance a consisté uniquement en un examen visuel. L'intérêt de réaliser, à l'occasion de cette visite de reconnaissance, un examen par détecteur *ferroscan* des zones d'implantation des carottages devrait être évalué.
Demande A6 : Je vous demande de m'indiquer les dispositions retenues pour éviter le renouvellement d'une telle situation pour les réacteurs 2 à 4 sur lesquels sera déployée cette modification à compter de 2020.
## Retour D'Expérience De La Gestion De La Fuite Eau/Vapeur Sur 1 Ahp 188 Vl
Le 14 mai 2019, à l'occasion de la visite sur le terrain, les inspecteurs ont constaté l'existence d'une fuite eau / vapeur sur l'équipement 1 AHP 188 VL. Cette fuite est présente depuis le 11 août 2018. Un système de collecte est installé mais s'avère insuffisant ce qui génère un écoulement d'eau jusqu'au niveau 0 mètre de la salle des machines. En outre, la présence de câbles électriques sur lesquels chemine l'eau a été constatée. Cette situation n'était pas satisfaisante. A l'occasion d'une inspection le 27 mai 2019, les inspecteurs ont constaté que la fuite était toujours active et insuffisamment collectée. Demande A7 : Je vous demande de m'indiquer les enseignements tirés de cette situation, notamment vis-à-vis de la durée de fonctionnement avec une fuite survenue peu après le redémarrage du réacteur après son arrêt pour maintenance, des modalités de collecte mises en œuvre et de la surveillance exercée. Vous m'indiquerez les actions correctives que vous mettrez en place.
## Moyens De Contrôle De Contamination
Le 15 mai, les inspecteurs ont constaté :
- des problèmes de fonctionnement et de disponibilité des contrôleurs C2 dans le vestiaire femmes
(un C2 hors service et un C2 au fonctionnement aléatoire),
- un contrôleur de petits objets, situé au niveau de la sortie côté BAN, non branché et non identifié comme hors service,
- un MIP 10, situé à proximité d'un sac de déchets, dans le local K216, qui bipait. - dans le local K216, la présence d'un saut de zone d'un côté de la dalle et son absence de l'autre côté, ce qui pouvait conduire à accéder à la même zone soit avec des surbottes, soit sans.
Demande A8 : Je vous demande de prendre les dispositions afin d'assurer la disponibilité des appareils de contrôle de contamination ainsi que la cohérence des dispositifs mis en place pour éviter la dissémination de la contamination surfacique.
## B. Compléments D'Information Contrôle Du Respect Des Exigences De La Vanne Du Parc À Gaz
Dans le cadre de la modification en lien avec le parc à gaz, la vanne du parc à gaz va être déplacée provisoirement. Au cours de l'inspection, vous avez indiqué que, dans le cadre de cette modification, la vanne du parc à gaz ferait l'objet d'un contrôle d'étanchéité destiné à vérifier le respect de ses exigences de conception (débit de fuite maximal acceptable : 11 Ncm3/h). Pourtant, la réalisation de ce contrôle n'apparaît pas de manière explicite dans le dossier de modification.
Demande B1 : Je vous demande de me confirmer la réalisation effective du contrôle d'étanchéité de la vanne du parc à gaz qui sera en place à l'issue de la VD4 et de me transmettre les résultats de ce contrôle.
## Câblage Du Diesel Ultime Secours (Dus)
A l'occasion de la visite sur le terrain, les inspecteurs ont constaté, au niveau des auxigaines du tableau LUU 003 TB, une déformation de l'isolant inter-rangée due à la connexion des câbles 6 mm². Vous avez indiqué que le prototype de qualification utilisé pour les essais d'échauffement, d'endurance électrique et mécanique avait les mêmes caractéristiques que le tableau LUU003TB et qu'aucun problème concernant ces matériels n'a été relevé à cette occasion. Par conséquent, vous considérez que la déformation inter-rangée n'a pas d'impact sur les exigences de qualification du tableau. Demande B2 : Je vous demande de vérifier et de me transmettre les éléments attestant que le raccordement des câbles 6 mm² constaté lors de la visite terrain est identique au raccordement validé par les essais de qualification et qu'il est conforme à la notice de montage.
## Modifications À Réaliser En Station De Pompage
La Note EDF/SOM, référencée 3T1091-N-17-0106 indice J et intitulée « Note d'analyse agression inondation interne et défaillances tuyauteries en station de pompage, galerie SEC et ouvrage de rejet Tricastin Tranche 1 », prévoit comme modifications nécessaires pour respecter les exigences de sûreté, de rendre étanche deux trémies et quatre trémies électriques dans deux locaux. Le 14 mai 2019, lors de la visite des locaux de la station de pompage, vous n'avez pas été en capacité de présenter aux inspecteurs les trémies concernées ni l'avancement des travaux de modification. Demande B3 : Je vous demande de m'indiquer l'état de réalisation de ces modifications et, le cas échéant, de me transmettre tout document utile confirmant leur réalisation. Demande B4 : Je vous demande de m'indiquer si d'autres modifications doivent être intégrées sur le site du Tricastin, en lien avec la prise en compte du risque d'inondation des puits et des galeries de la source froide du Tricastin C. Observations Néant.
*
* *
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention contraire, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Lyon, Signé par :
Richard ESCOFFIER |
INSSN-LYO-2019-0464b | DIVISION DE LYON
Lyon, le 25 septembre 2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2019-040586 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin CS 40009 26131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX
CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Tricastin (INB nos 87 et 88)
Thème : « Modalités de vérification de la conformité et mise en œuvre des modifications hybrides 1 »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment le chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Lettre de suite CODEP-LYO-2019-026756 du 20 juin 2019 [3] Courrier de réponse D4534036018 du 13 août 2019
## Référence À Rappeler En Réponse À Ce Courrier : Inssn-Lyo-2019-0464
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 courante a eu lieu les 7, 14 et 15 mai 2019 sur la centrale nucléaire du Tricastin, relativement aux modalités de vérification de la conformité et à la mise en œuvre de la partie réalisable réacteur en fonctionnement des modifications hybrides du lot A associées à la quatrième visite décennale (VD4) du réacteur 1. Vous avez répondu à l'ensemble des demandes formulées par l'ASN dans le courrier en référence [2],
par le courrier en référence [3]. Après analyse des éléments figurant dans ce courrier [3], je vous prie de trouver, ci-dessous, des demandes de compléments.
## Identification Des Écarts Détectés Comme Des Écarts De Conformité
En réponse à la demande A2, relative à l'identification des écarts détectés comme écarts de conformité, vous présentez dans votre réponse [3] les dispositions destinées à « *garantir l'identification et le recensement* exhaustif de tous les constats et écarts en lien avec la conformité. », mises en œuvre à compter du 4 juin 2019. Ces dispositions devraient effectivement permettre d'éviter le renouvellement des situations constatées lors de l'inspection. Par contre, vous n'indiquez pas les actions menées pour résorber des situations apparues antérieurement au 4 juin 2019 et comparables à celles identifiées au cours de l'inspection, à savoir des écarts de nature à remettre en cause les exigences définies pour lesquels une simple demande de travaux a été créée, sans plan d'action associé (PA CSTA) et avec une échéance de remise en conformité qui peut être postérieure à la VD4.
Les situations identifiées m'avaient conduit à vous interroger sur votre capacité à garantir un recensement exhaustif de tous les constats et écarts en lien avec la conformité des installations ou a contrario, à détecter les constats et écarts en lien avec la conformité qui n'auraient pas été identifiés comme tels, afin d'engager les actions nécessaires en vue de leur résorption, au plus tard à l'issue de la VD4. Demande A2 bis : Je vous demande de m'indiquer les dispositions définies et mises en œuvre pour vous assurer que des situations comparables à celles relevées lors de l'inspection des 7, 14 et 15 mai 2019, à savoir des écarts à des exigences définies, détectés antérieurement à la mise en œuvre des nouvelles dispositions applicables au 4 juin 2019, sans qu'ils n'aient donné lieu à l'ouverture de PA CSTA, soient identifiées et traitées à l'occasion de la VD4.
## Maintien Des Installations En Conformité Avec Les Exigences Applicables Ou Les Règles De L'Art
Au cours des visites sur le terrain, les inspecteurs ont formulé un certain nombre d'observations en lien avec le maintien des installations en conformité avec les exigences applicables ou les règles de l'art. En réponse, vous avez indiqué avoir transmis les demandes de travaux lorsque nécessaire et avez prévu « *une re-sensibilisation générale dans les services (prévue avant fin septembre 2019)* » en lien avec la compréhension des règles de l'art vis-à-vis du risque séisme. Demande A4bis : Je vous demande de m'indiquer si des actions de contrôle sur le terrain seront mises en œuvre à l'issue de cette action de sensibilisation, lors de la VD4 du réacteur n° 1.
## Contrôle Du Respect Des Exigences De La Vanne Du Parc À Gaz
Dans le cadre de la modification en lien avec le parc à gaz, la vanne du parc à gaz va être déplacée provisoirement. Au cours de l'inspection, vous aviez indiqué que, dans le cadre de cette modification, la vanne du parc à gaz ferait l'objet d'un contrôle d'étanchéité destiné à vérifier le respect de ses exigences de conception (débit de fuite maximal acceptable : 11 Ncm3/h).
Pourtant, la réalisation de ce contrôle n'apparaissait pas de manière explicite dans le dossier de modification. En conséquence, je vous avais demandé de me confirmer la réalisation effective du contrôle d'étanchéité de la vanne du parc à gaz qui sera en place à l'issue de la VD4 et de me transmettre les résultats de ce contrôle. En réponse vous indiquez que « La réalisation effective du contrôle d'étanchéité de la vanne définitive du parc à gaz SGZ 111 VY (déplacée et remise en service à l'issue des travaux de la VD4) sera réalisée via un essai de mise en pression à 6 bars en hélium avec vérification d'absence de variation de pression. ».
Demande B1bis : Je vous demande de m'expliciter comment l'essai de mise en pression à 6 bars en hélium avec vérification de l'absence de variation de pression permettra d'apprécier le débit de fuite de la vanne SGZ 111 VY et de vérifier le respect du débit maximal acceptable.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points **dans un délai**
d'un 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. 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 division de Lyon Signé par Richard ESCOFFIER
3 |
INSSN-STR-2019-0714 | DIVISION DE STRASBOURG
Strasbourg, le 24 juin 2019 N° Réf : CODEP-STR-2019-027778 N/ Réf. Dossier : INSSN-STR-2019-0714 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Fessenheim BP n°15 68740 FESSENHEIM
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Fessenheim Inspection du 14 mai 2019 Thème : « Agressions climatiques »
Réf. : [1] RPC « Grand chaud » réf. D4510 NT BEM EXP 04 0108 indice 0 du 9 avril 2004
[2] Note Technique « Informations et taches des différents services pour la période grand chaud -
Plan qualité » réf. D5190000010 NT02EC-0153 indice 22 du 3 janvier 2019
[3] Fiche de position Compresseurs SAP D455003040944 [0] du 15 mars 2004 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 14 mai 2019 au centre nucléaire de production d'électricité de Fessenheim sur le thème « Agressions climatiques ».
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 14 mai 2019 portait sur l'agression climatique « Grand chaud ». Cette inspection visait à évaluer la mise en œuvre, par le CNPE, des exigences des règles particulières de conduite (RPC) « Grand chaud » [1]
(règles visant à prévenir les risques liés à des conditions climatiques de forte chaleur). Les inspecteurs se sont rendus en salle de commandes, en salle des machines, au bâtiment périphérique ouest (BPO), dans les bâtiments diesel des réacteurs 1 et 2, ainsi que dans le bâtiment exploitation pour contrôler l'avancement du déploiement des actions et des équipements nécessaires à la mise en configuration « été » de l'installation.
Les inspecteurs estiment que les dispositions mises en œuvre par le CNPE sur ce thème sont satisfaisantes.
L'examen des documents et l'inspection sur les installations ont néanmoins suscité les questionnements repris ci-après.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gaines De Ventilation De Groupes Froids
Dans le cadre de la prévention des risques liés à des conditions climatiques de forte chaleur, le CNPE a mis en place préventivement des groupes froids assurant le refroidissement de locaux contenant des matériels important pour la sûreté.
Lors de leurs contrôles, les inspecteurs ont constaté que les fixations latérales de la gaine de ventilation située en sortie du groupe froid 0 DVL 902 GF, positionnée entre le toit du bâtiment diesel et le toit du BPO, n'étaient pas toutes en place. Les inspecteurs ont également constaté la présence de déchirures sur la gaine, aux emplacements où ces fixations sont absentes et ont remarqué la présence d'une déchirure (sur 10 cm environ) sur la gaine de ventilation en sortie du groupe froid 0 DVL 901 GF.
Demande A.1 : Je vous demande de caractériser ces constats, leurs impacts et le cas échéant de remettre en conformité cet équipement dans des délais adaptés aux enjeux.
Demande A.2 : Concernant les constats précédents, je vous demande de m'indiquer si ceux-ci ont été détectés avant l'inspection notamment dans le cadre de la surveillance mise en place lors de l'installation de ces équipements.
## Encrassement Des Grilles D'Arrivée D'Air Du 0 Dvl 902 Gf
Les inspecteurs ont constaté un encrassement plus important du condenseur du groupe froid 0 DVL 902 GF par rapport au groupe froid 0 DVL 901 GF, situation susceptible de remettre en cause la performance du groupe.
Demande A.3 : Je vous demande de caractériser ce constat et de procéder le cas échéant au nettoyage de cet équipement dans des délais adaptés aux enjeux (vous m'indiquerez notamment si l'encrassement constaté remet en cause l'efficacité du groupe froid 0 DVL 902 GF lors de situation « grand chaud »).
Vous me transmettrez l'ensemble des gammes des essais réalisées sur ces deux groupes lors de leurs installations.
## Date D'Échéance De La Revue Qualité
Le CNPE de Fessenheim a élaboré un document qualité [2] « mise en configuration « été » de l'installation »
listant les actions à mettre en œuvre afin de respecter la règle particulière de conduite (RPC) « Grand Chaud ».
Plusieurs de ces opérations comprenaient des dates d'échéances à ne pas dépasser.
Les inspecteurs ont constaté à la lecture de ce document les éléments suivants :
- L'opération liée à la séquence n°307 (mise en place de groupe de climatisation mobile à l'aspiration des circuits de ventilation des locaux électriques) indique une date d'échéance au 1er mai, mais celle-ci n'a eu lieu que le 8 mai 2019 ;
- Plusieurs opérations présentaient des dates d'échéances allant au-delà (jusqu'au 15 juillet) de la date limite de mise en place des actions prescrite par la RPC (le 1er juin).
Demande A.4 : Je vous demande de respecter la date prescrite par votre RPC et de remettre en conformité votre plan qualité par rapport aux prescriptions de celle-ci.
## B. Compléments D'Information Liste Des Locaux Ayant Des Chauffages Fixes En Zone Non Contrôlée (Znc)
La prescription 1.1.d de votre RPC « Grand chaud » indique que l'exploitant doit : « Identifier les locaux contenant des matériels IPS dans lesquels il existe un système de chauffage ». Les agents du CNPE n'ont pas été en mesure de nous présenter la liste des locaux ayant des chauffages fixes en zone non contrôlée (ZNC).
Demande B.1 : Je vous demande de nous transmettre la liste prescrite par la RPC « Grand chaud » et de vous assurer de leurs mises en configuration « grand chaud ».
## État De Propreté Des Réfrigérants Des Compresseurs Sap
Une action de vérification de l'état de propreté des réfrigérants des compresseurs du système de production d'air comprimé (SAP) est prévue par la note [2] dans le cadre de la mise en configuration « été » de vos installations.
La gamme de ce contrôle indique que celui-ci a été réalisé début mai 2019 par l'un de vos prestataires.
Les inspecteurs ont constaté la présence d'un dépôt notable sur ces réfrigérants et se sont interrogés sur le niveau d'encrassement acceptable vis-à-vis du risque de perte de performance des réfrigérants lors d'une situation
« grand chaud » et sur la pertinence du contrôle mis en œuvre. Suite à cette interrogation vous avez informé les inspecteurs, postérieurement à l'inspection, que vous n'avez pas défini de critère de propreté associé à ce contrôle, que l'état d'encrassement est conforme à l'attendu et que le suivi périodique trimestriel de la performance de ces équipements suffit à démontrer sa capacité à assurer sa fonction.
Les inspecteurs notent cependant que le suivi périodique, réalisé en condition climatique normale, ne permet pas de démontrer la capacité du système à assurer sa fonction lors d'un épisode « grand chaud ». Par ailleurs, votre réponse n'est pas cohérente avec les éléments définis par vos services centraux relatifs à la prévention des agressions « grand chaud » notamment la fiche de position [3] qui indique « Nous vous confirmons la sensibilité de la fonction « refroidissement » des différents réfrigérants des compresseurs SAP. En effet un nettoyage des réfrigérants des compresseurs peut permettre le gain de quelques degrés qui vont permettre de ne pas provoquer le déclenchement des compresseurs ». En outre, vous avez décliné au travers de votre note [2] la réalisation d'un contrôle de propreté avant chaque été nonobstant le suivi périodique et la maintenance réalisés sur ces équipements.
## Demande B.2 : Je Vous Demande De :
- en l'absence de critère explicite de propreté, me transmettre les éléments démontrant que les personnes réalisant ce contrôle disposent des compétences nécessaires à sa réalisation ;
- me confirmer que vous considérez que l'encrassement des échangeurs ne remet pas en cause leurs performances en situation « grand chaud », vous me transmettrez les éléments justifiant cette position ;
- m'indiquer les dates des deux derniers nettoyages de ces réfrigérants et la nature du prescriptif l'ayant demandé.
## État De Propreté Des Réfrigérants Des Diesels
Dans le cadre de la mise en configuration « été » de vos installations, un contrôle de propreté des réfrigérants des groupes électrogènes diesel est prévu. Les inspecteurs ont constaté que la gamme employée demande de contrôler la propreté des réfrigérants au refoulement des ventilateurs. Les inspecteurs notent que le côté propice à un encrassement est le côté situé à l'aspiration le jour de l'inspection, vous n'avez pas été en mesure de présenter des éléments sur ce sujet.
Demande B.3 : Je vous demande de m'indiquer la raison pour laquelle ce contrôle ne demande pas d'inspecter les réfrigérants sur le côté à l'aspiration et si le contrôle côté aspiration est réalisé par ailleurs.
## C. Observations
C.1 : Les inspecteurs ont constaté la présence d'un suintement d'huile sur le moteur du réfrigérant 1 LHG 005 ZV. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf délai contraire mentionné plus haut, des remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées.
Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération.
Le chef de la division de Strasbourg
## Signé Par
Pierre BOIS |
INSSN-LYO-2019-0767 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 27 mai 2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2019-024105 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Bugey Electricité de France BP 60120 01155 LAGNIEU Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Bugey (INB no 78)
Inspection n° INSSN-LYO-2019-0767 du 30 avril 2019 Thème « Epreuve hydraulique des circuits secondaires principaux du réacteur n° 3 » Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Règle nationale de maintenance - Requalification décennale réglementaire du circuit secondaire principal - RNM-CSP-AM-450-02
## Référence À Rappeler En Réponse À Ce Courrier : Inssn-Lyo-2019-0767
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) prévu au code de l'environnement, cité en référence [1], une inspection a eu lieu le 30 avril 2019 sur la centrale nucléaire du Bugey relativement à l'épreuve hydraulique des circuits secondaires principaux du réacteur n° 3 (boucles n° 2 et 3). 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 avait pour objectif de vérifier les dispositions prises vos services pour la réalisation des épreuves des circuits secondaires principaux (CSP) du réacteur n° 3, en arrêt pour maintenance et rechargement du combustible. Au cours de cette inspection, les inspecteurs se sont intéressés aux étapes de préparation et de vérification des conditions de réalisation de l'épreuve ainsi qu'à la réalisation de l'épreuve des boucles nos 2 et 3 en elle-même.
Les inspecteurs se sont ainsi attachés à vérifier la conformité aux règles applicables :
- de la documentation préalable à l'épreuve ;
- de la mise en place des balisages de délimitation de la zone d'épreuve ;
- de l'état des circuits soumis à la pression d'épreuve ainsi que l'absence de fuite, de déformation ou de défectuosité des équipements ;
- de la réalisation d'inspection télévisuelle des boîtes à eau des générateurs de vapeur.
Vous trouverez, ci-dessous, plusieurs demandes d'actions correctives qui ne remettent cependant pas en cause les conclusions de l'épreuve hydraulique.
## Préparation Des Circuits
Les inspecteurs considèrent que l'état apparent de certains équipements des circuits de vapeur principale (VVP) et de contournement de vapeur de la turbine (VCD) du circuit d'alimentation de secours des générateurs de vapeurs (ASG), des deux boucles, était perfectible. En effet, ils ont constaté un manque de préparation caractérisé par :
- des résidus de calorifuges présents sur les corps des soupapes VVP ; - des coulures d'huile sur la tuyauterie principale VVP ;
- des coulures d'eau sur la tuyauterie VCD provenant d'une défaillance de dispositifs de collecte des eaux pluviales de toitures ;
- une fuite au niveau du presse étoupe du robinet repéré 3 VVP 129 VV, situé en limite de la bulle d'épreuve mais ne faisant pas partie du CSP.
- des coulures sur la tuyauterie ASG entre les soudures repérées B3ES109 et 110
## Environnement Des Équipements
Les inspecteurs ont relevé que les niveaux d'éclairage étaient insuffisants dans la majorité des locaux de la zone d'épreuve situés en dehors du BR. Ils ont également relevé que des caniveaux de collecte d'eau étaient remplis et obstrués, générant des flaques d'eau sur le sol à proximité d'une tuyauterie principale du circuit d'alimentation normale des générateurs de vapeur (ANG). Demande A1 : Je vous demande d'assurer une préparation adéquate des équipements de la bulle d'épreuve et de veiller à la propreté de leur environnement. Demande A 2 : Je vous demande de rendre aisé l'accès aux équipements et de veiller à mettre en place un éclairage suffisant pour permettre un cheminement sécurisé et faciliter le contrôle visuel des équipements.
## Mise En Propreté Des Tuyauteries
Au cours de la visite au palier d'épreuve de la boucle 2 du CSP à l'intérieur du BR, il a été constaté de la peinture écaillée et une corrosion superficielle sur certains tronçons de tuyauterie ASG (tronçon entre les soudures repérées B3ES186 et 187, tronçon à proximité de la soudure repérée B3ES191).
Demande A3 : Je vous demande de procéder à une remise en propreté de ces zones.
## B. Compléments D'Information Identification De L'Ensemble Des Soudures
Au cours de la visite au palier d'épreuve des boucles 2 et 3 du CSP à l'intérieur du BR, il a été constaté la présence de soudures longitudinales à l'extrados et à l'intrados des coudes de la tuyauterie principale ASG, ainsi qu'un tronçon et un piquage (tronçon entre les soudures repérées B3ES165 et B3ES614) non recensés dans les notes techniques de requalification décennale réglementaire des CSP du réacteur n° 3. Demande B1 : Je vous demande de vérifier et de me confirmer, avant la remise en service du circuit, que le programme de maintenance de base préventive ne prévoit qu'un contrôle visuel de ces tuyauteries dans le cadre de la requalification décennale. Demande B2 : Je vous demande de m'indiquer les enseignements tirés de cette absence de recensement des soudures longitudinales susmentionnées des coudes de la tuyauterie principale ASG,
alors qu'une visite au cours de laquelle est vérifiée entre autres le recensement complet des soudures et la cohérence entre les plans et les installations a été réalisée en préalable à la visite au palier d'épreuve.
## Traitement Des Indications
Au cours de la visite au palier d'épreuve de la boucle 2 du CSP à l'intérieur du BR, il a été constaté la présence d'indications au niveau de la tuyauterie principale VPP.
Demande B3 : Dans le cadre d'une vérification par sondage, je vous demande de me transmettre les documents associés au traitement des indications situées sur le coude repéré B150K14 et référencées 33, 34 et 38.
## C. Observations Radioprotection
Au cours de la visite au palier d'épreuve de la boucle 3 du CSP à l'intérieur du BR, il a été constaté un défaut d'affichage et un défaut de balisage de la zone orange située dans le local repéré 3R372, un défaut de moyens logistiques pour le franchissement du saut de zone à l'entrée de l'espace situé sous les boucles du circuit primaire au niveau 4 m, ainsi qu'un désordre du local de déshabillage en sortie de zone contrôlée en cas de contamination externe. A la demande de l'ASN, vous avez adressé, par courriel du 7 mai 2019, une analyse de ces défauts assortie des actions correctives mises en œuvre. **Vous veillerez à pérenniser ces actions correctives.** 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 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 de Lyon Signé par Richard ESCOFFIER
4 |
INSSN-OLS-2019-0685 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-018981 Orléans, le 23 avril 2019 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-2019-0685 du 2 avril 2019 « Incendie »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Décision n° 2013-DC-0360 de l'ASN du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des INB
[4] Décision n° 2014-DC-0417 de l'ASN du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux INB
pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
[5] Rapport définitif de sûreté volet palier « édition VD3 » daté de 2015 [6] Lettre de suite référencée CODEP-OLS-2018-047277 du 26 septembre 2018
[7] Courrier EDF référencé D.5170/RAS/PNST/18.273 du 4 décembre 2018
[8] Document EDF référencé PB 900-JPX-01 ind0 en date du 13 janvier 2009 : programme de base de maintenance préventive des matériels constituant le réseau de protection incendie des sites CP1 et CP2 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 2 avril 2019 au CNPE de Chinon sur le thème « Incendie ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 2 avril 2019 avait pour but d'examiner l'organisation du CNPE de Chinon et les moyens mis en œuvre pour assurer la maîtrise des risques relatifs à l'incendie, notamment en examinant les suites données à l'inspection menée les 11 et 12 septembre 2018 (cf. courrier [6]). Les inspecteurs ont ainsi vérifié l'application de divers référentiels du site (programme de maintenance, essais périodiques, procédures internes, contrôles réglementaires,…) afin de s'assurer du respect des exigences réglementaires en matière de maîtrise du risque incendie portées en outre par la décision [4]. Un exercice de mise en œuvre des moyens d'intervention a également été réalisé au niveau de l'huilerie de site.
De cette inspection, il ressort que plusieurs dispositions de l'arrêté [2] et des décisions [3] et [4] ne sont pas respectées à ce jour par le site, certains des constats ayant déjà été réalisés lors de l'inspection des 11 et 12 septembre 2018. Ainsi : - le confinement des eaux d'extinction d'un incendie serait assuré par les obturateurs situés au niveau des réseaux d'eaux pluviales et la montée en charge de ces réseaux, alors que les contrôles menés sur ces réseaux mettent en évidence de nombreux travaux à réaliser pour qu'ils puissent être considérés comme étanches ;
- l'organisation du site en termes de confinement des eaux d'extinction est à revoir dans son ensemble, la méthodologie employée par le site pour le calcul des volumes à confiner étant erronée ;
- le référentiel incendie du CNPE permet la réalisation d'actions de lutte contre l'incendie par un agent seul alors que celles-ci doivent être réalisées en binôme ;
- le contrôle de l'opérabilité des fiches actions incendie n'a pas été réalisé exhaustivement à ce jour ; - plusieurs moyens matériels d'intervention et de lutte contre l'incendie sont hors service et ne sont pas réparés dans des délais adaptés aux enjeux.
Les inspecteurs ont par ailleurs noté le respect des périodicités de contrôle définies par le programme de base de maintenance préventive [8] sur les matériels examinés par sondage ainsi que la gestion globalement satisfaisante de l'exercice incendie réalisé au niveau de l'huilerie de site (application satisfaisante de la fiche action incendie, mise en œuvre des moyens d'intervention prévus dans le cadre de l'exercice,…). Au vu des éléments précités, l'ASN considère que l'organisation du site en matière de prévention du risque incendie est perfectible dans son ensemble et qu'elle doit faire l'objet d'une priorité d'action du CNPE.
## A. Demandes D'Actions Correctives Confinement Des Eaux D'Extinction D'Un Incendie
L'article 4.3.6-1 de la décision [3] dispose que « pour l'application des articles 4.1.1 et 4.3.3 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé, l'exploitant dispose d'un ou plusieurs bassins de confinement ou de tout autre dispositif équivalent permettant de prévenir les écoulements et la dispersion non prévus dans l'environnement de substances liquides radioactives ou dangereuses y compris celles susceptibles de résulter de la lutte contre un sinistre éventuel, et de les récupérer. Le cas échéant, ces bassins peuvent être communs avec ceux prévus à l'article 4.1.9 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé. Le dimensionnement de ces bassins ou dispositifs et leurs conditions de mise en œuvre sont justifiés par l'exploitant en prenant en compte le cumul possible des eaux susceptibles d'être contaminées ou polluées avec des eaux pluviales. » Par courrier CODEP-DCN-2019-008808 en date du 18 février 2019, l'ASN a demandé à EDF « de transmettre sous six mois pour chacun des 19 CNPE, la démonstration que chaque stratégie de confinement des eaux polluées permet de satisfaire à l'ensemble des exigences de l'article 4.3.6 de la décision [3]….Vous veillerez à ce que votre réponse permette de justifier, site par site, vos stratégies de recueil puis de récupération des eaux polluées, y compris celles susceptibles de résulter de la lutte contre un sinistre éventuel ». Le document référencé D.5170/SCE/NED/13.022 est relatif « *aux modalités de prise en compte de gestion des* eaux d'extinction d'un incendie sur le CNPE de Chinon ». En l'état et nonobstant les éléments attendus en réponse au courrier CODEP-DCN-2019-008808 du 18 février 2019, l'organisation définie par le site consiste actuellement à assurer le confinement des eaux d'extinction d'un incendie par la montée en charge des réseaux d'eaux pluviales SEO via le gonflage d'obturateurs placés dans ces réseaux. Les inspecteurs ont ainsi souhaité vérifier les contrôles menés par le CNPE quant à l'étanchéité des réseaux SEO et des obturateurs. Un programme local de maintenance préventive référencé NR576 a été défini par le site et vise à identifier la maintenance préventive devant être réalisée sur les réseaux SEO. Ainsi, un contrôle par inspection télévisuelle avec recherche de fissures, cassures des conduites, nids de cailloux, corrosion partielle ou totale,… doit être réalisé à périodicité quinquennale pour vérifier l'étanchéité des réseaux SEO. Vos représentants ont communiqué aux inspecteurs le résultat du dernier contrôle réalisé par votre prestataire en 2014. Il s'avère que le rapport d'expertise met en évidence de nombreux défauts d'étanchéité sur les réseaux SEO ainsi que le fait que certains tronçons de tuyauteries ne sont pas contrôlés car le diamètre est trop petit pour faire l'inspection télévisuelle, ce qui ne permet donc pas de se positionner sur l'étanchéité de ces tronçons. L'inspection a également permis de mettre en évidence que de nombreux travaux restent à réaliser à ce jour, aucune échéance n'ayant été définie au regard des éléments présentés lors de l'inspection. Concernant les obturateurs, vos représentants ont communiqué le rapport établi par votre prestataire suite au dernier contrôle annuel de ces dispositifs réalisé en juillet 2018. Ce rapport met en évidence « *des temps* d'extinction de voyants au niveau du poste d'accès principal » supérieurs à 30 minutes pour certains obturateurs, temps qui traduirait selon vos représentants le temps de gonflage pérenne de l'obturateur pour que celui-ci puisse assurer pendant plusieurs jours le confinement des eaux d'extinction. Vos représentants n'ont toutefois pas été en mesure d'indiquer si ce temps doit également être considéré comme le temps au bout duquel les obturateurs permettent d'assurer le confinement des effluents pollués. Il est enfin à noter que vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter les éléments permettant de démontrer l'innocuité, sur les tuyauteries des réseaux SEO et les obturateurs, des effluents pollués susceptibles d'être recueillis en cas d'incendie. En l'absence de tels éléments, le CNPE ne peut pas considérer les réseaux SEO et les obturateurs comme aptes à assurer le confinement des eaux d'extinction d'un incendie.
Des éléments précités, il ressort que la stratégie de confinement des eaux polluées définie à ce jour par le CNPE de Chinon n'est pas conforme aux dispositions de l'article 4.3.6-1 de la décision [3], considérant que les réseaux SEO, qui sont notamment utilisés par le CNPE pour assurer le confinement des eaux d'extinction d'un incendie, ne sont pas étanches et que les temps de gonflage des obturateurs ne sont pas connus du site. Demande A1 : je vous demande de réaliser les travaux de remise en conformité des réseaux d'eaux pluviales SEO, attendu que ceux-ci sont utilisés dans le cadre de la stratégie de confinement des eaux polluées définie actuellement par le CNPE de Chinon et qu'ils ne sont pas étanches, ce qui constitue un écart aux dispositions de l'article 4.3.6-1 de la décision [3]. Vous me transmettrez un échéancier raisonnable de réalisation de ces travaux. Je vous demande par ailleurs de justifier que les temps de gonflage des obturateurs sont compatibles avec le confinement des eaux polluées. Dans le cas contraire, vous m'informerez des actions correctives prises par le site en ce sens. Enfin, vous me transmettrez les modes de preuve permettant de démontrer l'innocuité, sur l'ensemble des tuyauteries des réseaux SEO et les obturateurs, des effluents pollués. L'article 2.4.1-I de l'arrêté [2] dispose que « l'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. Ce système a notamment pour objectif le respect des exigences des lois et règlements, du décret d'autorisation et des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que de la conformité à la politique mentionnée à l'article 2.3.1 ». Le rapport définitif de sûreté (RDS) [5] mentionne quant à lui au volume II, chapitre II section 3.4.4 les éléments suivants : « Risques « non-radiologiques » : l'objectif de la protection contre l'incendie est de garantir que les conséquences non-radiologiques d'un incendie ne sont pas susceptibles de porter atteinte aux intérêts à protéger mentionnés à l'article L 593-1 du code de l'environnement (sécurité publique, santé et salubrité publique, protection de la nature et de l'environnement). La démarche mise en œuvre à ce titre s'appuie sur les méthodologies et pratiques issues des Installations Classées pour la Protection de l'Environnement (dites ICPE) ». Comme indiqué supra, le document référencé D.5170/SCE/NED/13.022 identifie l'organisation définie par le site pour assurer le confinement des eaux d'extinction d'un incendie. Cette note d'étude identifie la ressource en eau nécessaire ainsi que le volume d'effluents à confiner pour différents scenarii d'incendie. Elle fait donc *de facto* partie du système de management intégré (SMI) prescrit à l'article 2.4.1-I précité. L'analyse de cette note menée par sondage par les inspecteurs a permis de mettre en évidence les points suivants :
- la note, bien que mise à jour en mars 2019, mentionne comme référence réglementaire l'article 19 de l'arrêté du 31 décembre 1999, alors que celui-ci est abrogé depuis juillet 2013 par l'arrêté [2] ;
- pour la prise en compte des intempéries, la note mentionne que « sur le CNPE de Chinon, les eaux d'incendie seront principalement récupérées par les réseaux d'eaux pluviales SEO. Ainsi, comme le souligne le guide de l'ASN, ce sont les règles de sûreté et de conception de l'installation concernant la prévention du risque inondation externe qui prévalent en dernier ressort. Deux cas sont possibles :
en cas de pluie soutenue (ou pluie d'orage) : les obturateurs seront laissés ouverts pour éviter d'inonder le site ; en cas de pluie faible : les obturateurs pourront être fermés mais il faudra s'assurer que les réseaux SEO ne soient pas saturés. Dès lors que les réseaux commencent à être remplis trop rapidement, il sera nécessaire de s'écouler le flux ».
Cette note, qui fait partie du SMI, s'avère donc contraire aux dispositions de l'article 4.3.6-1 de la décision [3]. Il est par ailleurs à noter que le guide mentionné est un guide élaboré par l'ASN afin de préciser les modalités d'application de l'arrêté du 31 décembre 1999 ; cet arrêté ayant été abrogé depuis juillet 2013, le guide est par conséquent caduque ; - la note mentionne que la détermination des volumes d'eaux d'extinction a été effectuée « *suivant les* guides D9 et D9A ». Ces guides, qui sont ceux applicables aux ICPE, visent respectivement à fournir les méthodologies de calcul de la ressource en eau et du volume de confinement nécessaires en cas d'incendie. L'examen de la note NED/13.022 met en évidence que le volume d'effluents à confiner est inférieur à 120 m3 pour de nombreuses installations, ce qui est impossible. En effet, l'application de la règle D9 doit conduire à retenir une ressource en eau minimale de 60 m3/h et l'application de la règle D9A doit conduire à calculer le volume de confinement nécessaire pour une durée d'incendie de deux heures, soit un volume minimal de 120 m3 ;
- concernant le scénario d'incendie de l'aire TFA, sur lequel la mise à jour en mars 2019 de la note NED/13.022 a uniquement porté, il est mentionné que le volume d'effluents pollués à confiner est de 113 m3, en appliquant la règle consistant à retenir un volume de 5 m3 par tonne de substances dangereuses entreposées. Or, l'aire TFA est autorisée à stocker notamment 400 m3 de résines APG (purges des générateurs de vapeur) et 60 m3 d'huiles, soit une quantité de substances dangereuses nettement supérieure à celle de 22,6 tonnes qui a été retenue pour le calcul du volume d'eau à confiner.
Ces éléments mettent donc en évidence que la note référencée D.5170/SCE/NED/13.022 doit être entièrement revue afin de prendre en compte les exigences réglementaires imposées par l'arrêté [2], les décisions [3] et [4] et le RDS [5] qui demande l'application de la démarche mise en œuvre sur les ICPE, à savoir l'utilisation des règles D9 et D9A, attendu que ces dernières n'ont pas été correctement déclinées par le CNPE. Les inspecteurs ont par ailleurs fait le constat suivant : bien que les volumes de confinement calculés dans la note NED/13.022 soient sous-évalués (cf. supra), celle-ci identifie que, pour les scenarii incendie de diverses installations, les réseaux d'eaux pluviales SEO sont sous-dimensionnés pour recueillir la totalité des volumes d'effluents pollués. Il est ainsi nécessaire de mettre en œuvre des moyens de pompage mobiles pour évacuer les effluents vers un autre réseau et la note NED/13.022 précise que « cette organisation sera testée par des mises en situation afin de vérifier son efficacité ». Or, vos représentants ont indiqué que cette organisation n'a jamais été testée. Demande A2 : je vous demande de mettre à jour, dans les meilleurs délais et au plus tard sous deux mois, la note D.5170/SCE/NED/13.022 relative au calcul du volume de confinement des eaux d'extinction. Celle-ci devra être conforme aux dispositions réglementaires imposées par l'arrêté [2], les décisions [3] et [4] et le RDS [5] qui demande l'application de la démarche mise en œuvre sur les ICPE, à savoir l'utilisation des règles D9 et D9A. Vous me transmettrez la note mise à jour.
## Modalités D'Intervention De L'Agent De Levée De Doute
L'article 3.2.2-1 de l'annexe à la décision [4] 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 ». Le RDS [5] mentionne quant à lui en son volume II chapitre 1 section 3.4.4 que « sur détection incendie, l'équipe de levée de doute est envoyée en local pour confirmer le feu et lancer les actions d'urgence mentionnées sur la fiche réflexe du local concerné (confirmation du feu, vérification du bon fonctionnement des organes à déclenchement automatique) ». Un exercice incendie a été réalisé lors de l'inspection. Le scénario retenu était un feu au niveau de l'huilerie de site. Après déclenchement d'un détecteur incendie situé dans l'huilerie via un générateur de fumées, il a été constaté l'arrivée d'un seul agent de levée de doute. Celui-ci a appliqué les dispositions de la fiche actions incendie (FAI) du local « huilerie de site » (fiche qu'il a récupéré à l'extérieur du local), à savoir l'ouverture de la vanne d'aspersion du système d'extinction et la mise en service du désenfumage (actions simulées dans le cadre de l'exercice). Des éléments précités, il ressort donc que le CNPE ne respecte pas les dispositions précitées de la décision [4] et du RDS [5] puisque des actions de lutte contre l'incendie sont réalisées par l'agent de levée de doute, qui intervient seul conformément à l'organisation définie par le site et portée par la note d'application référencée NA078 intitulée « *assurer la lutte contre l'incendie et/ou le secours aux blessés* ». Ce constat ayant déjà été relevé lors de l'inspection des 11 et 12 septembre 2018 (cf. courrier [6]), je renouvelle donc la demande formulée concernant les modalités d'intervention de l'agent de levée de doute. Demande A3 : je vous demande de respecter la disposition de l'article 3.2.2-1 de l'annexe à la décision [4] ainsi que celle du rapport définitif de sûreté [5] relative à la réalisation de toute action contre l'incendie par une équipe de levée de doute. Le RDS [5] précise en son volume II chapitre 1 section 3.4.4 que « tous les niveaux des bâtiments de l'îlot nucléaire sont équipés en nombre suffisant de RIA raccordés au réseau d'eau d'incendie ». Lors de l'inspection des 11 et 12 septembre 2018 (cf. courrier [6]), il a été constaté que dans le cadre de la démarche séisme-évènement, le CNPE de Chinon a fait le choix de démonter les robinets d'incendie armés (RIA) agresseurs d'EIP classés au séisme (équipements importants pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement) dans des bâtiments de l'ilot nucléaire plutôt que de les renforcer par un système de type araignée ou par un arceau, à l'instar de ce qui a été réalisé par d'autres CNPE de la plaque Val-de-Loire. Des sacs d'attaque contenant une lance incendie et les tuyaux associés ont ainsi été installés dans les locaux où les RIA ont été démontés. Cette modification matérielle a fait l'objet de la PTCH858.
Concernant le volet « opérationnel » de cette modification, les inspections de chantiers réalisées lors de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n° 2 en 2018 (cf. lettre de suites CODEP-OLS-2018-049198 du 12 octobre 2018) avait permis de mettre en évidence que l'instruction temporaire référencée 2018-00043 relative au mode opératoire retenu pour déployer les sacs d'attaque mis en place en remplacement des RIA démontés n'était pas suffisamment explicite. L'instruction avait alors été modifiée en conséquence. Concernant le volet « administratif » de cette modification, vos représentants n'ont pas été en mesure de fournir lors de l'inspection la fiche d'analyse du cadre réglementaire (FACR) qui aurait dû être établie préalablement à la réalisation de cette modification matérielle afin de vérifier le caractère non notable de la modification du RDS au sens du décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007, codifié depuis le 1er avril 2019 aux articles R.592-8 et suivants du code de l'environnement. Demande A4 : je vous demande d'établir la fiche d'analyse du cadre réglementaire relative au remplacement des RIA par des sacs d'attaque dans les bâtiments de l'ilot nucléaire. Dans l'hypothèse où celle-ci conclurait au caractère notable de cette modification matérielle, vous déposerez un dossier au titre des articles R.593-55 et suivants du code de l'environnement (ex « article 26 » du décret de 2007) ou procéderez au remontage des RIA concernés, tout en les protégeant dans le cadre de la démarche séisme-évènement. Par ailleurs, cette modification a induit de nombreuses évolutions matérielles et organisationnelles en termes de lutte contre l'incendie puisque des sacs d'attaque ont été installés en substitution des RIA démontés. Par courrier [6], je vous ai demandé de justifier de l'équivalence d'une intervention sur un incendie avec un RIA ou une lance d'attaque, tant du point de vue sûreté que sécurité pour les intervenants, au regard des constats faits lors de l'inspection des 11 et 12 septembre 2018. Par courrier [7], vous m'avez notamment indiqué qu' « *au niveau national, l'ingénierie en exploitation et l'entité de* formation du groupe EDF travaillent sur plusieurs manœuvres pouvant être déployées à partir des sacs d'attaque » et que « ces manœuvres seront déployées au cours du 1er semestre 2019 avec comme échéance butée de reporting le 30 septembre 2019 ».
Ces éléments ne constituant nullement une démonstration de l'équivalence d'une intervention tant du point de vue sûreté que sécurité, vos représentants ont indiqué lors de l'inspection mener actuellement des discussions sur ce sujet avec les services d'incendie et de secours. La demande formulée dans le courrier
[6] reste donc d'actualité. Demande A5 : je vous demande de justifier de l'équivalence d'une intervention sur un incendie avec un RIA ou une lance d'attaque, tant du point de vue sûreté que sécurité pour les intervenants, notamment en termes de cinétique et d'efficacité d'intervention. Vous justifierez notamment de la non régression en termes de sûreté du démontage de RIA au niveau des bâtiments électriques.
## Mise À Jour Des Fiches Action Incendie
L'article 3.2.2-1 de l'annexe à la décision [4] mentionne que « *les moyens d'intervention et de lutte contre l'incendie* dont l'exploitant dispose en interne […] sont mis en œuvre suivant une organisation préétablie par l'exploitant ». La mise en place de fiche action incendie (FAI) constitue un des moyens développés par EDF permettant de traduire cette disposition réglementaire. La FAI est en effet le document opérationnel qui permet à l'agent de levée de doute, dans un délai imparti, de limiter le développement et la propagation d'un feu ou de contrôler l'intégrité d'un volume de feu sinistré après avoir réalisé les premières actions. L'objectif de la FAI est ainsi d'identifier les actions de contrôle de l'intégrité de la sectorisation, les actions prédéterminées pour limiter le développement ou la propagation d'un feu et ? quand cela est possible, les actions relatives aux plans de coupure. Le document référencé D.5170/NR069 du 19 juin 2017 relatif au « *référentiel incendie du site de Chinon* » précise que « *des Fiches d'Actions Incendie (FAI) sont élaborées. Une organisation garantit leur opérabilité* ». Lors de l'inspection des 11 et 12 septembre 2018 (cf. courrier [6]), il avait été constaté que plusieurs FAI n'étaient pas à jour. En conséquence, il avait été demandé au CNPE de « vérifier l'ensemble des FAI et de procéder à leur mise à jour éventuelle au regard des constats réalisés ». Par courrier [7], complété par courriel en date du 3 janvier 2019 suite aux observations formulées par l'ASN, vous avez indiqué les éléments suivants : - « *les FAI concernées par la suppression des RIA remplacés par des sacs d'attaque ont été mises à jour ;* - *sur l'année 2019, l'ensemble des FAI sera réexaminé via l'EPC JDT 010 ;* - *l'ensemble des FAI des bâtiments et zones ayant le plus gros impact sûreté (après les BL) suite à incendie sera contrôlé* d'ici le 1er arrêt de l'année (20/04/19) ;
- *le contrôle des autres FAI (déminée, aéroréfrigérants, stations de traitement de l'eau, salles des machines) sera lissé sur* le reste de l'année ;
- *les FAI des bâtiments réacteurs seront contrôlées au cours des arrêts de tranche 2019* ». Des éléments précités et à l'exception des FAI des bâtiments réacteurs où celles-ci doivent être opérantes dès lors que du personnel y a accès, ce qui justifie de leur contrôle au cours des arrêts de tranche, il ressort donc qu'un nombre conséquent de FAI n'a pas encore été contrôlé à ce jour par le CNPE, ce qui ne permet pas de garantir leur opérabilité et de se positionner quant à la nécessité de leur mise à jour éventuelle. L'organisation définie, avec notamment le réexamen des FAI lors de l'EPC JDT 010 et le contrôle de celles-ci d'ici la fin de l'année 2019 pour l'ensemble des installations, n'apparaît donc pas suffisante pour garantir l'opérabilité des FAI.
Je renouvelle donc la demande formulée par courrier [6] concernant la mise à jour des FAI. Demande A6 : je vous demande de vérifier l'ensemble des fiches d'action incendie dans des délais adaptés à l'enjeu de prévention du risque incendie (à l'exception de celles des bâtiments réacteurs qui pourront être contrôlées lors des arrêts de réacteur en 2019) et de procéder à leur mise à jour éventuelle au regard des constats réalisés. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens L'article 3.2.1-3 de l'annexe à la décision [4] dispose que « 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 ». Lors de l'exercice réalisé au niveau de l'huilerie de site, le chef des secours a constaté que le poteau incendie référencé 0 JPD 005 BI est inutilisable. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer la date depuis laquelle ce poteau n'est plus fonctionnel. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que le RIA 2 JPD 027 VE est hors service depuis janvier 2018 et que le RIA 1 JPL P07 VE l'est également depuis décembre 2018.
Ces constats mettent donc en évidence un non-respect des dispositions de l'article 3.2.1-3 précité.
Demande A7 : je vous demande d'engager dans un délai maximal d'un mois les actions correctives nécessaires à la remise en conformité des moyens d'intervention et de lutte contre l'incendie non fonctionnels sur le CNPE. Vous m'informerez des actions réalisées.
## Application De La Di122
La directive interne n° 122 (DI122) constitue le noyau dur de vérification en matière de sûreté dans les CNPE et définit les modalités pratiques associées. Elle appartient *de facto* au système de management intégré défini à l'article 2.4.1.I de l'arrêté [2]. Concernant la prévention du risque incendie, la DI122 prévoit la réalisation de 2 vérifications de niveau 1 par an et par paire de réacteurs (vérification par sondage réalisée essentiellement via des observations sur le terrain) sur les thématiques suivantes :
- permis de feu et secteurs de feu ; - aires grillagées ; - charges calorifiques.
Les inspecteurs ont constaté le respect du nombre de vérifications de niveau 1 définies par la DI122 sur le thème de la prévention incendie, compte tenu que 9 vérifications ont été faites concernant les permis de feu et les secteurs de feu, 10 concernant les aires grillagées et 6 concernant les charges calorifiques. Plusieurs rapports établis à l'issue de ces vérifications ont été consultés par les inspecteurs. Si les rapports examinés permettent aisément de mettre en évidence les champs sur lesquels ont porté les vérifications ainsi que les constats formulés à l'issue de celles-ci (les constats étant tracés sous la forme de constats simples dans votre base de données Terrain), les inspecteurs ont pu noter d'une part que de nombreux constats simples ont été ouverts à l'issue des vérifications de niveau 1 et d'autre part que la base Terrain est partiellement remplie, voire non remplie, quant aux actions effectivement réalisées par le CNPE pour lever les constats formulés alors que les constats examinés par sondage étaient à l'état « clos ». A titre d'exemple (non exhaustif) : - la base Terrain n'est pas complétée pour le constat simple CS 2018-09-07606 ; - le constat simple CS 2018-09-07456 est relatif à la présence de charge calorifique dans un secteur de feu sensible où l'entreposage est interdit ; le constat a été ouvert en septembre 2018 et clos en décembre 2018 sans que ne soit mentionnée la date à laquelle les charges calorifiques ont été retirées ;
- le constat simple CS 2018-01-00421 relatif à une porte coupe-feu cassée non étanche a été ouvert le 26 janvier 2018 et au jour de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer si cette porte avait été réparée ou non.
Les inspecteurs considèrent donc que l'organisation définie par le CNPE pour la gestion des constats simples n'est pas satisfaisante puisque la base de données Terrain n'est pas correctement remplie. Ce constat a déjà été formulé à plusieurs reprises par l'ASN lors de différentes inspections, la dernière datant du 3 octobre 2018 sur la gestion du retour d'expérience (cf. courrier CODEP-OLS-2018-060354 du 31 décembre 2018). Demande A8 : je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour améliorer de manière pérenne le suivi des constats simples dans la base de données utilisée à cet effet. L'organisation mise en place par le CNPE doit par ailleurs permettre de traiter ceux-ci dans des délais adaptés aux enjeux, ce qui n'est pas le cas pour ceux examinés par sondage. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens. Concernant l'application de la DI122, aucune périodicité n'est en revanche prescrite pour les vérifications de niveau 2 qui sont des vérifications approfondies réalisées par le service sûreté qualité (SSQ). Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'aucune vérification de niveau 2 n'a été réalisée sur la prévention du risque incendie attendu que la DI122 n'en impose pas. Or, comme cela a déjà été rappelé lors de différentes inspections, la DI122 n'impose pas de périodicité pour la réalisation de vérification de niveau 2 sur certains thèmes, ce qui ne signifie pas que le CNPE ne doit pas en réaliser, d'autant plus que l'annexe de la DI122 indique explicitement que « *ce programme* [de vérifications du noyau dur] doit être complété localement en fonction des risques et faiblesses identifiées ». Au regard des constats formulés lors de cette inspection, considérant que de nombreux constats simples sont ouverts lors des vérifications de niveau 1 réalisées par le SSQ et que le risque incendie doit faire l'objet d'une priorité d'action par le CNPE, les inspecteurs estiment nécessaire qu'une vérification de niveau 2 soit réalisée en 2019 par le SSQ. Demande A9 : je vous demande de réaliser en 2019 au titre de la directive interne n° 122 une vérification de niveau 2 sur le thème de la prévention du risque incendie. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens, des résultats de cette vérification et du plan d'actions éventuel qui en résultera.
## Contenu Du Véhicule D'Intervention
La note d'application référencée D.5170/NA.078 définit « l'organisation mise en œuvre et les missions des acteurs en cas d'incendie et/ou d'accident nécessitant un secours aux blessés dans l'ensemble des bâtiments du site de Chinon ».
Elle identifie notamment le contenu minimal des moyens d'intervention devant être présents dans le véhicule de l'équipe d'intervention. Un contrôle par sondage du contenu du véhicule a été effectué lors de l'exercice incendie réalisé au niveau de l'huilerie de site. Si la présence de dosimètres, de détecteurs d'ammoniac et de caméras thermiques a notamment été constatée par les inspecteurs, ils ont mis en évidence l'absence d'explosimètre et le fait que le scénario enveloppe d'incendie de l'huilerie présent dans le véhicule n'est pas le document au bon indice (le document référencé D5170/SSQ/GTH/15.014 est présent à l'indice 1 alors qu'un indice 2 a été élaboré en décembre 2016). Demande A10 : je vous demande de vérifier de manière exhaustive le contenu du véhicule de l'équipe d'intervention et de procéder aux éventuelles actions correctives nécessaires (mise à jour des fiches action incendie, des scenarii enveloppe,…).
## Identification Des Eip
L'article 2.5.1 de l'arrêté [2] dispose que « *l'exploitant identifie les éléments importants pour la protection, les exigences* définies et en tient la liste à jour ». L'article 1.3 définit quant à lui un EIP comme un/une « *structure, équipement,* système (programmé ou non), matériel, composant, ou logiciel présent dans une installation nucléaire de base ou placé sous la responsabilité de l'exploitant, assurant une fonction nécessaire à la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement ou contrôlant que cette fonction est assurée ». La note référentiel n° 583 est le document du site qui vise à répondre à l'exigence réglementaire précitée. La liste des EIP du site se compose ainsi de :
- deux listes d'EIPS (EIP associés aux risques liés aux accidents radiologiques) ; - une liste d'EIPR (EIP associés aux risques liés aux accidents non radiologiques) ;
- une liste d'EIPI (EIP associés aux inconvénients en fonctionnement normal et en mode dégradé).
L'organisation définie par le site pour assurer le confinement des eaux d'extinction d'un incendie (et donc prévenir tout impact sur les intérêts protégés) repose sur l'utilisation des réseaux SEO et des obturateurs. Dans ces conditions, ceux-ci doivent nécessairement être considérés par le site comme des EIP. Or, ces dispositifs ne sont pas identifiés en tant que tels dans la note référentiel n° 583. L'incomplétude de la liste des EIP constitue un constat récurrent formulé au CNPE de Chinon, pour lequel le site n'a toujours pas engagé les actions correctives nécessaires malgré les nombreuses demandes de l'ASN en ce sens.
Demande A11 : je vous demande d'établir en application de l'article 2.5.1 de l'arrêté [2] une liste exhaustive des EIP du site.
## Système D'Aspersion
Le programme de base de maintenance préventive (PBMP) [8] définit la maintenance à effectuer sur les matériels du réseau incendie.
Il prescrit pour les systèmes d'aspersion à sprinkleurs « *l'établissement d'une liste par local de tous les sprinkleurs,*
pour l'ensemble des locaux à vocation industrielle » et pour les systèmes d'aspersion à buses « *l'établissement d'une* liste par local des buses d'aspersion installées dans les locaux et non prises en compte dans le référentiel RGE9 », c'est-à-dire le chapitre IX des règles générales d'exploitation (chapitre relatif aux essais périodiques). Les inspecteurs ont constaté que la liste des systèmes d'aspersion à sprinkleurs est portée par le document référencé D.5170/NR730 qui a été élaboré en mars 2019, soit plus de 10 ans après la demande mentionnée dans le PBMP, cette liste identifiant également des systèmes d'aspersion à buses. Il s'avère que cette liste n'est pas exhaustive puisque les systèmes d'aspersion installés au niveau de l'huilerie de site et du bâtiment des auxiliaires de conditionnement ne sont notamment pas mentionnés. Demande A12 : je vous demande d'établir une liste exhaustive par local des systèmes d'aspersion à sprinkleurs et à buses, conformément aux dispositions du PBMP [8].
## B. Demandes De Compléments D'Information Dimensionnement Des Effets Thermiques
L'alinéa I de l'article 3.7 de l'arrêté [2] dispose que « *la démonstration de sûreté nucléaire comporte une évaluation* des conséquences potentielles, radiologiques ou non, des incidents et accidents envisagés. Cette évaluation comporte, pour chaque scénario… :
- *une estimation des doses efficaces et de l'intensité des phénomènes non radiologiques auxquelles les personnes et* l'environnement sont susceptibles d'être exposés à court, moyen et long termes, en distinguant les différentes classes d'âge lorsque nécessaire, et en considérant les différentes voies de transfert des substances dangereuses »
Par courrier [6], il vous avait été demandé de mettre en conformité, par rapport aux dispositions de l'article précité, les évaluations des risques d'incendie (ERI) des différentes installations situées sur l'INB n° 107.
Par courrier [7], vous avez indiqué en réponse que « *pour les réacteurs de 900 MWe, les démonstrations de maîtrise* des risques incendie des réacteurs seront réalisées à la date de remise du rapport de réexamen périodique de l'INB prévu par l'article L.593-18 du code de l'environnement associé à la quatrième visite décennale », cette échéance étant fixée par la décision n° 2015-DC-0532 de l'ASN du 17 novembre 2015 relative au rapport de sûreté des INB. Les évaluations des risques d'incendie de l'INB n° 107, modélisant l'intensité des effets thermiques, ne seront donc établies qu'en 2026 au regard de votre réponse.
Or, le RDS [5] précise en son volume III chapitre 4 section 1 les éléments suivants :
- § 1.1 : « *ce chapitre étudie pour l'ensemble de l'INB et ses équipements nécessaires les conséquences non radiologiques* des accidents envisagés, sur les intérêts visés par l'article L593-1 du code de l'environnement ».
- § 1.2 : « *L'analyse des risques doit identifier les scénarios d'accidents enveloppes, par type d'effet, qui peuvent être initiés* par les défaillances, les agressions internes ou externes définies dans l'arrêté du 07 février 2012 et les cumuls plausibles. Les conséquences de ces accidents doivent être étudiées de manière déterministe et réaliste, afin d'évaluer leur acceptabilité vis-à-vis des intérêts à protéger, quelle que soit la probabilité d'occurrence. *Cela passe par la caractérisation de l'intensité* des effets d'un accident conventionnel. Elle est définie par rapport à des valeurs de référence exprimées sous forme d'effets toxiques, d'effets de surpression, d'effets thermiques et d'effets liés à l'impact d'un projectile pour les hommes et les structures. Ces valeurs de référence sont issues de l'annexe II de l'arrêté du 29/09/2005 (cf. réf. [1]) conformément aux dispositions du II de l'article 3.7 de l'arrêté du 07 février 2012.
- § 2.4.1 : analyse préliminaire des risques : « *Les effets des accidents simulés sont étudiés de manière déterministe et* réaliste. L'intensité des effets d'un scénario d'accident conventionnel est définie par rapport aux valeurs de référence définies dans l'annexe II de l'arrêté du 29 septembre 2005 »
Le RDS [5] a été établi en 2015 et est applicable à l'ensemble du palier 900 MWe ; il impose la modélisation des effets thermiques d'un incendie « conventionnel » et vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter lors de l'inspection les ERI tenant compte de ces exigences et démontrant l'absence d'effet thermique à l'extérieur du site (et donc sur les intérêts protégés). Demande B1 : je vous demande de me transmettre les éléments permettant de démontrer l'absence d'effet thermique à l'extérieur du site en cas d'incendie conventionnel sur l'INB n° 107, tel que prévu dans votre RDS édition 2015. L'article 3.2.2-3 de l'annexe à la décision [4] dispose qu' « afin de s'assurer de l'efficacité de l'organisation des équipes d'intervention et de leurs aptitudes opérationnelles, l'exploitant teste régulièrement, par des exercices…l'utilisation des moyens d'intervention et l'évacuation du personnel ». Lors de l'inspection des 11 et 12 septembre 2018, il avait été mis en évidence que les équipiers d'intervention ayant participé à l'exercice incendie n'avaient pas réalisé d'intervention avec les sacs d'attaque. Par courrier [7], vous aviez indiqué que la totalité des agents de conduite membres des équipes d'intervention suivrait un entraînement à l'utilisation des sacs d'attaque d'ici la fin du 1er trimestre 2019 et aviez pris l'action de progrès B-8925 relative à « l'engagement du délégué sécurité exploitation, pour son équipe de quart, à la réalisation exhaustive de l'entraînement des agents de l'équipe d'intervention et des agents de levée de doute ».
Cette fiche d'action de progrès a été examinée lors de l'inspection. Celle-ci est à l'état « clos » et contient plusieurs modes de preuve relatifs à la réalisation d'exercice incendie par les agents du service conduite et à la présentation d'une vidéo sur les sacs d'attaque. Les modes de preuve ne permettent cependant pas explicitement de vérifier que chaque agent concerné a bien réalisé un exercice ou un entraînement avec un sac d'attaque. Demande B2 : je vous demande de me confirmer que chaque agent susceptible d'utiliser un sac d'attaque a bien reçu un entraînement à cet effet. A défaut, les exercices et/ou formations nécessaires devront être réalisés dans les délais les plus brefs possibles.
## Maintenance Préventive Des Sprinkleurs
En application du PBMP [8], des actions de maintenance préventive doivent être réalisées au niveau des systèmes d'aspersion à sprinkleurs. Ainsi, tous les deux cycles, il convient notamment de vérifier que les sprinkleurs corrodés ou ayant des traces de chocs soient remplacés.
Le rapport établi par votre prestataire sur les systèmes d'aspersion à sprinkleurs du réacteur n° 1 a été examiné par les inspecteurs. Il s'avère que l'ensemble des systèmes d'aspersion à sprinkleurs du réacteur n° 1 a été contrôlé le 27 août 2018 par un seul intervenant, ce qui représente 524 sprinkleurs selon la liste portée par le document référencé D5170/NR730. Le contrôle technique pour cette opération est également daté du 27 août 2018. Les inspecteurs s'interrogent sur la faisabilité d'un contrôle de tous les sprinkleurs sur une seule journée, attendu que certains sont situés en zone contrôlée.
Demande B3 : je vous demande de me confirmer la faisabilité d'un contrôle de l'ensemble des systèmes d'aspersion à sprinkleurs d'un réacteur sur une seule journée. A défaut, les règles d'assurance qualité et de contrôle technique devront a minima **être rappelées à la société** prestataire concernée.
## Contrôle De Non Obstruction Des Buses
En application du PBMP [8], des actions de vérification de la non obstruction des buses de pulvérisation des pompes primaires et des pompes RCV (circuit de contrôle chimique et volumétrique) ont respectivement été réalisées en octobre et novembre 2017 sur le réacteur n° 3 via les essais périodiques EPC JPI 320 et EPC JPI 310. Ces essais ont été jugés satisfaisants par le CNPE. La règle d'essais référencée EMEIS102147 indice C, associée à ces essais périodiques, précise qu'il convient de « *raccorder les rampes d'aspersion au réseau SAT* [circuit de distribution d'air comprimé de travail] *par* l'intermédiaire des raccords d'essai et vérifier que l'air passe à travers les buses » et que « *pour les buses inaccessibles, le* contrôle se fera à l'aide d'un matériau léger (tissu, papier,…) amené devant les buses par l'intermédiaire d'une perche ».
Le contrôle des buses d'aspersion implantées dans l'huilerie de site est réalisé sur le même principe. Les inspecteurs considèrent pour leur part que les conditions de réalisation de ces essais, définies par la règle d'essais précitée, ne permettent pas d'assurer un contrôle pertinent de la non obstruction des buses. En effet, en l'absence de critère figurant dans la règle d'essais, même en cas de bouchage significatif d'une buse, de l'air continuera à passer et l'essai sera jugé satisfaisant alors que le taux de colmatage de la buse peut être tel que celle-ci ne sera pas suffisamment efficace pour assurer l'extinction d'un départ de feu.
Demande B4 : je vous demande de me démontrer qu'en l'absence de critère sur le contrôle de non obstruction des buses de pulvérisation des pompes primaires et des pompes RCV défini dans la règle d'essais référencée EMEIS102147 indice C, les conditions de réalisation des essais permettent de s'assurer efficacement de la non obstruction des buses et de leur disponibilité en cas de sollicitation. A défaut, vous modifierez la règle d'essais.
## Mesure De Débit Des Poteaux Incendie
En application du PBMP [8], un relevé de débit simultané doit être réalisé tous les deux ans « *sur les trois* poteaux incendie situés sur la partie du réseau la plus défavorisée ». Les inspecteurs ont constaté que cette mesure a été réalisée le 13 octobre 2017 sur les poteaux incendie référencés 0 JPD 020 BI, 0 JPD 022 BI et 0 JPD 027 BI. Or, les dernières mesures annuelles réalisées en juillet 2018 sur ces trois poteaux mettent en évidence des débits individuels nettement supérieurs à ceux d'autres poteaux contrôlés. Les inspecteurs s'interrogent donc sur le choix du CNPE d'avoir retenu ces 3 poteaux incendie. Demande B5 : je vous demande de justifier que les trois poteaux incendie retenus par le CNPE
pour effectuer l'essai biennal prévu par le PBMP [8] sont bien représentatifs de la partie du réseau la plus défavorisée.
## Vérification Des Caractéristiques Hydrauliques Des Rampes D'Aspersion Du Système Jpi
Un essai de vérification des caractéristiques hydrauliques des rampes d'aspersion appartenant au système JPI (système de protection incendie de l'ilot nucléaire) doit être réalisé tous les trois cycles (essai référencé EPC JPI 090). L'essai a pour but de « *vérifier que le couple débit/pression d'essai obtenu au poste de mesure est a* minima égal au couple débit/pression de la rampe présentant les caractéristiques hydrauliques les plus pénalisantes ». La règle d'essais référencée EMEIS102147 indice C définit ainsi les conditions de cette vérification et fixe le couple débit/pression de la rampe présentant les caractéristiques les plus pénalisantes. L'essai est jugé satisfaisant dès lors que la différence entre la pression lue sur le capteur local JPD 701 LP et la variation de pression au niveau du diaphragme JPD 702 DI (qui est fixée par la règle d'essais à 9,75 bar) est positive. La gamme complétée pour l'EPC JPI 090 réalisé sur le réacteur n° 3 en avril 2018 a été examinée par les inspecteurs. Si l'essai a été réalisé conformément à la règle d'essais et a été jugé satisfaisant par le CNPE, les inspecteurs s'interrogent sur le fait que la règle d'essais ne prend en compte aucune incertitude liée à la mesure de pression sur le capteur JPD 701 LP. En effet, si la pression mesurée sur ce capteur est supérieure à 9,75 bar mais inférieure à 10,3 bar, l'essai sera jugé satisfaisant alors qu'en tenant compte de l'incertitude d'un capteur d'exploitation, qui est généralement voisine de 5%, la marge de pression serait négative et des actions correctives seraient alors à réaliser. Demande B6 : je vous demande de me préciser les raisons pour lesquelles la règle d'essai référencée EMEIS102147 indice C ne prend pas en compte l'incertitude de mesure du capteur JPD 701 LP.
Implantation des systèmes de commandes de moyens incendie L'article 4.4.1 de l'annexe à la décision [4] prévoit que « les dispositifs de manœuvre nécessaires à la maîtrise du risque d'incendie tels que les commandes de clapets coupe-feu, sont conçus et implantés de façon à être manœuvrables et opérationnels en cas d'incendie. En particulier, ils sont accessibles par des cheminements protégés, lorsque ceux-ci sont nécessaires ». Lors d'une inspection menée en juin 2018 dans les bâtiments abritant les Diesels d'Ultime Secours (DUS) du CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux, les inspecteurs avaient constaté que les déclencheurs manuels des systèmes d'extinction des groupes électrogènes étaient situés au sein même du local à protéger, ce qui s'avère non conforme au regard de l'exigence réglementaire précitée qui prévoit l'accessibilité de ces dispositifs par des cheminements protégés. Interrogés sur la prise en compte du retour d'expérience précité sur le CNPE de Chinon, vos représentants ont indiqué par courriel en date du 5 avril 2019 que « *la commande manuelle d'extinction est actuellement comme à* l'origine du constat fait sur les DUS de St Laurent. Le déport sera réalisé en Zone de Feu d'Accès. L'échéance de résorption n'est pas actuellement encore figée côté planification », un dossier de modification étant en cours d'instruction auprès de vos services centraux.
Demande B7 : je vous demande de me tenir informé du calendrier de déploiement de la modification visant à déplacer les commandes manuelles des systèmes d'extinction des DUS dans un lieu approprié et répondant aux dispositions techniques de l'article 4.4.1 de l'annexe à la décision [4]. J'attire votre attention sur le fait que cette modification devra être réalisée avant la mise en exploitation des DUS du CNPE de Chinon.
## C. Observations
C1. Par courrier référencé D400818000409 du 5 juillet 2018, la Direction de la Production Nucléaire d'EDF a demandé à l'ensemble des CNPE de mettre en œuvre des dispositions particulières en ce qui concerne le risque incendie au niveau des secteurs de feu dits « sensibles » (SFS). L'une de ces dispositions consiste à ce que « la filière indépendante de sûreté (FIS) intègre ces SFS dans son programme de vérification avec une fréquence adaptée ». Lors de l'inspection, il a été constaté que la FIS a réalisé en septembre 2018 une vérification de niveau 1 au titre de la DI122 dans certains SFS, ce qui montre que le courrier précité a bien été pris en compte par le CNPE de Chinon. Toutefois, vos représentants ont indiqué que cette surveillance n'a pas explicitement été formalisée dans le programme de vérification de la FIS établi pour l'année 2019, même si de telles surveillances seront réalisées selon vos représentants. C2. Le rapport de vérification D.5170/SSQ/CRD/18.003, établi suite à une vérification de niveau 1 réalisée au titre de la DI122 en janvier 2018, a été examiné par les inspecteurs. La vérification porte sur la gestion de différents permis de feu au niveau de chantiers réalisés en salle des machines des réacteurs n° 3 et 4. Le constat simple CS 2018-01-00359 a été ouvert afin de tracer le fait que la protection pare-étincelle devant être mise en place au niveau d'un chantier était dégradée et n'a pas été remplacée par votre prestataire malgré la demande de l'ingénieur sûreté réalisant la vérification. Les inspecteurs considèrent qu'au regard des enjeux associés, un tel constat doit conduire l'ingénieur sûreté à faire cesser immédiatement le chantier. C3. La note d'application référencée D5170/NA078 mentionne que le CNPE dispose de 99 poteaux incendie. Or, au regard des rapports de contrôles présentés lors de l'inspection, le site dispose de 102 poteaux incendie. Il convient donc de mettre à jour la note précitée.
C4. Le PBMP [8] prévoit qu'un contrôle de bon fonctionnement soit réalisé chaque semestre sur l'ensemble des poteaux incendie. L'inspection a permis de mettre en évidence que, sur les deux dernières années, les contrôles ont été effectués en avril et octobre 2017 et en juillet et novembre 2018. Aucun contrôle n'a donc été réalisé lors du 1er semestre 2018. Vos représentants ont indiqué que cet écart était dû au passage au SDIN et que le contrôle réalisé en juillet 2018 valait contrôle pour le 1er semestre 2018. Les inspecteurs ont rappelé à vos représentants le nécessaire respect des périodicités définies par le PBMP. C5. Lors du contrôle annuel de débit des poteaux incendie, les inspecteurs ont relevé certaines incohérences. Ainsi, le poteau incendie 0 JPD 027 BI présente un débit plus important que le poteau 0 JPD 026 BI alors que celui-ci est situé en aval sur le réseau incendie (et est donc concerné par plus de pertes de charge) ; des poteaux incendie présentent par ailleurs des débits très élevés (supérieurs à 120 m3/h), sans que les pompes JPX n'aient été mises en service. C6. Les inspecteurs s'interrogent par ailleurs sur la définition des emplacements, par le CNPE, des points de regroupement incendie, des lors que les effets thermiques des différents scenarii n'ont pas été modélisés.
C7. L'évaluation des risques d'incendie de l'huilerie de site est portée par le document référencé D5170/SSQ/NED/09.037 ind2 d'avril 2016. Celui-ci mentionne que l'huilerie de site est équipée de 8 exutoires en toiture avec dispositif de commande manuelle afin d'assurer le désenfumage de l'installation. Le scénario enveloppe d'incendie de l'huilerie est quant à lui porté par le document référencé D5170/SSQ/GTH/15.014 ind2 du 19 décembre 2016. Ce dernier mentionne que 10 exutoires sont implantés en toiture. La visite sur site ayant permis de constater la présence de 8 exutoires, le document référencé D5170/SSQ/GTH/15.014 doit être mis à jour. C8. Le mode opératoire n° 588 est relatif au référentiel de conception et d'exploitation de l'huilerie de site. Il mentionne que le bâtiment est équipé d'une rétention d'un volume de 14 m3. Or, dans la note d'étude NED/13.022, le volume de rétention pris en en compte est de 15 m3. Le mode opératoire n° 588 mentionne par ailleurs en annexe 2 les quantités stockées suivantes : - caoutchouc : 110 kg ; - PVC : 2 145 kg ; - huiles TRICE (Toxique, Radioactif, Inflammable, Corrosif et Explosif) : 285 litres. Or, dans l'évaluation des risques d'incendie référencée D5170/SSQ/NED/09.037 ind2 d'avril 2016, les quantités retenues sont respectivement de 10 kg, 920 kg et 280 litres.
C9. Bien qu'une convention ait été rédigée entre les inspecteurs et vos représentants afin de définir les limites de l'exercice incendie réalisé au niveau de l'huilerie de site, les inspecteurs ont constaté que les obturateurs des réseaux d'eaux pluviales SEO, utilisés pour le confinement des eaux, n'ont pas été déclenchés par vos représentants dans le cadre de cet exercice alors que le scénario le prévoit. Ceux-ci ont été déclenchés sur demande des inspecteurs de l'ASN. C10. L'inspection a permis de constater le respect des périodicités définies par le PBMP [8] au niveau des différentes installations contrôlées par sondage. C11. Vos représentants ont indiqué que le CNPE de Chinon n'est équipé d'aucune tuyauterie en matériaux composites et d'aucun système d'aspersion des façades, dispositifs figurant dans le PBMP [8]. En conséquence, les contrôles prévus par ce PBMP ne sont pas réalisés. C12. Les inspecteurs soulignent le bon état général et la propreté de l'huilerie de site (absence de fissures ou d'inétanchéité dans les parois béton du bâtiment, présence de tapis absorbant sous chaque sortie de robinet,…). C13. Les inspecteurs notent positivement que le chef des secours a appliqué la stratégie définie dans la fiche action incendie et le scénario enveloppe de l'huilerie de site : mise en place d'un dispositif « queue de paon » afin de protéger un bâtiment voisin, établissement de lances incendie, demande d'acheminement de la remorque émulseur,…
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention particulière spécifiée dans la demande, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, 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.
Par intérim du Chef de la division d'Orléans, Le chef du pôle REP
Signé par Christian RON |
INSSN-OLS-2019-0590 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-023826 Orléans, le 27 mai 2019 Monsieur le Directeur du Centre Paris-Saclay Commissariat à l'Energie Atomique et aux énergies alternatives Etablissement de Saclay 91191 GIF SUR YVETTE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CEA Paris Saclay - INB n° 101 (Orphée) Inspection n° INSSN-OLS-2019-0590 du 6 mai 2019 « Conduite accidentelle - Organisation et moyens de crise »
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°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 des plans d'urgence interne Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence
[1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 6 mai 2019 au CEA Paris Saclay - site de Saclay - INB n°101 sur le thème « Conduite accidentelle - Organisation et moyens de crise » 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 « conduite accidentelle et organisation et moyens de crise ».
En premier lieu, les inspecteurs ont mis les équipes de l'INB 101 en situation d'exercice, pour évaluer la remontée de l'alerte à la direction du centre, l'activation de l'organisation de crise de l'INB, notamment le gréement de l'équipe locale de premier secours (ELPS) et du poste de commandement local (PCL), la mise en œuvre des premières actions de gestion de la situation et l'utilisation des moyens dédiés (matériels, procédures, etc.).
Les inspecteurs ont ensuite examiné, par sondage, les équipements de protection individuelle présents sur le site, ainsi que les lieux de stockage des comprimés d'iode stable.
Enfin, ils ont interrogé l'exploitant sur les dispositions prévues en matière de préparation aux situations d'urgence : l'organisation, les moyens humains, les moyens matériels.
Au vu de cet examen non exhaustif, les inspecteurs ont observé une réactivité adaptée face à une alerte, une bonne connaissance de l'installation et des circuits, une conduite maitrisée en situation accidentelle et une fluidité des actions menées par la LFS. Malgré cela, les inspecteurs considèrent que les dispositions en place pour la gestion des situations de crise ne sont pas suffisantes. Cette inspection donne lieu à des demandes d'actions correctives orientées principalement vers la mise en conformité avec la décision [3]. Ces actions concernent le déclenchement de l'organisation de crise, les exercices et mises en situations, les ressources humaines.
## A. Demandes D'Actions Correctives Déclenchement De L'Organisation De Crise De L'Installation
La note technique AM 104 Nr 001 qui définit les dispositions d'urgence interne (DUI) de l'INB 101 prévoit, au point IV les modalités de déclenchement du plan d'urgence interne (PUI) et la composition, le rôle et la situation géographique du PCL.
Lors de la mise en situation, les inspecteurs ont observé l'absence de réflexe et de démarche de la part de l'équipe présente pour gréer formellement le PCL. Par ailleurs, interrogé par les inspecteurs, l'exploitant n'a pas pu transmettre aux inspecteurs les éléments concernant la mise en place de l'organisation locale de crise, en particulier les critères et les modalités d'activation du PCL. Demande A1 : je vous demande de définir clairement les critères d'activation de l'organisation de crise, en particulier l'armement du PCL. Vous m'informerez des critères définis et des dispositions d'alerte prises.
## Ressources Humaines
La décision de l'ASN citée en référence [3] prévoit à l'article 4.1 « L'exploitant définit les effectifs et les compétences des équipiers de crise, en fonction des actions humaines requises et des conditions d'intervention susceptibles d'être rencontrées. L'exploitant met en œuvre les dispositions organisationnelles lui permettant de s'assurer que ces effectifs et ces compétences sont mobilisables à tout moment et pour une durée appropriée, et prévoyant notamment les relèves nécessaires».
Elle prévoit également à l'article 4.2. *« Le développement et le maintien des compétences des équipiers de* crise reposent notamment sur des formations, des exercices de crise et des mises en situation. […] L'exploitant s'assure périodiquement que le contenu des formations, des mises en situation et des exercices est adapté aux compétences requises des équipiers. » Les DUI de l'INB 101 prévoient différentes fonctions d'équipiers de crise, en particulier au sein de l'ELPS et du PCL. Cependant, il apparait que les viviers associés à chacune de ces fonctions ne sont pas clairement formalisés.
De plus, hormis pour l'ELPS, les inspecteurs ont constaté que l'exploitant n'a pas défini de plans de formations associés aux différentes fonctions de crise.
Demande A2 : je vous demande de définir, pour chaque poste à pourvoir en situation d'urgence au sein de l'INB 101, les viviers d'équipiers de crise et les compétences attendues. Conformément à l'article 4.2 de la décision [3], vous définirez les formations qui y sont associées et assurerez leur suivi.
## Exercices
La décision de l'ASN citée en référence [3] prévoit à l'article 5.1 que *« L'exploitant établit, tient à* jour et met en œuvre un programme pluriannuel et un calendrier prévisionnel annuel des exercices de crise et des mises en situation. »
Interrogé par les inspecteurs, l'exploitant a indiqué qu'il ne dispose pas de programme pluriannuel et de calendrier prévisionnel annuel des exercices de crise et des mises en situation. Demande A3 : je vous demande de mettre en place un programme pluriannuel des exercices et des mises en situation (INB, site).
## Recensement Des Personnels
L'article 8.2 de la décision de l'ASN citée en référence [3] prévoit que *« L'exploitant identifie les* points ou locaux de rassemblement pour toutes les personnes présentes dans l'établissement. Ces points de rassemblement sont notamment équipés de moyens de communication, de dispositifs d'information et de recensement des personnes ainsi que de moyens de protection adaptés aux dangers associés aux situations d'urgence. »
Les inspecteurs ont constaté lors de l'inspection que le recensement des personnels de l'installation reposait sur la déclaration des personnes au point de regroupement, sans comparaison avec la liste des personnes effectivement présentes sur l'installation. Cette méthode ne garantit pas que l'ensemble des personnels ait effectivement été rassemblé et évacué.
Demande A4 : je vous demande de mettre en place des modalités de recensement garantissant que l'ensemble du personnel concerné a bien été évacué.
## Conformité De L'Organisation De L'Inb 101 À La Décision 2017-Dc-0592 De L'Asn :
La décision en référence [3] est 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. Celle-ci prévoit l'application de différentes prescriptions avec des dates d'application prévues dans son article 2.
Les inspecteurs ont vérifié certaines des prescriptions entrées en application depuis le 1er janvier 2019. Ils ont ainsi contrôlé certaines dispositions prises par l'exploitant relatives à son organisation en cas de crise, aux ressources humaines pour la gestion des situations d'urgence, aux exercices et à la protection des personnes.
Comme indiqué supra, les inspecteurs ont constaté que certaines prescriptions de la décision précitée ne sont pas remplies. Toutefois, faute de temps, les inspecteurs n'ont pas pu réaliser la vérification de l'ensemble des prescriptions applicables de la décision. Demande A5 : je vous demande de :
- réaliser, pour l'INB 101, mais aussi pour l'ensemble des installations concernées de votre centre, une revue de conformité à la décision 2017-DC-0592 de l'ASN que vous me transmettrez,
- prévoir un plan d'actions correctives pour les dispositions réglementaires déjà entrées en vigueur auxquelles les dispositions en place dans l'INB ne sont pas conformes,
- prévoir un plan d'actions pour répondre aux dispositions réglementaires applicables dans les années à venir.
## B. Demandes De Compléments D'Information Bilan D'Exploitation Des Tours Aéro-Réfrigérantes
L'article 12 de l'arrêté du 13 décembre 2004 relatif aux installations de refroidissement par dispersion d'eau dans un flux d'air soumises à autorisation au titre de la rubrique n° 2921 prévoit que : « *Les résultats des analyses de suivi de la concentration en légionnelles sont adressés par l'exploitant à l'inspection des* installations classées sous forme de bilans annuels. ». De plus, il précise « Le bilan de l'année N-1 est établi et transmis à l'inspection des installations classées pour le 30 avril de l'année N ».
Le jour de l'inspection, le 6 mai, le délai de transmission du bilan d'exploitation des tours aéroréfrigérantes prévu dans l'arrêté du 13 décembre 2004 n'a pas été respecté.
Demande B1 : je vous demande :
- **de me transmettre ce bilan d'exploitation,**
- d'enregistrer et de traiter cet écart, conformément aux dispositions prévues par le chapitre VI du titre II de l'arrêté [2].
Retour d'expérience de l'exercice PPI du CEA Saclay de décembre 2018 Les inspecteurs ont demandé à consulter le compte-rendu de l'INB et du centre pour l'exercice PPI du CEA Saclay, réalisé sur l'installation Orphée. Celui-ci n'a pas été transmis au cours de l'inspection. Demande B2 : je vous demande de me transmettre le compte rendu du retour d'expérience de l'exercice PPI du 18 décembre 2018.
## C. Observations
C1 : Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont consulté la liste de succession afin de prévenir les responsables de l'installation en cas d'évènement. L'exploitant a indiqué que celle-ci va être mise à jour pour prendre en compte les récentes mobilités de personnel.
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 : Alexandre HOULÉ
5 |
INSSN-OLS-20189-0647 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-021228 Orléans, le 10 mai 2019 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-2019-0647 du 25 avril 2019 « Application de l'arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux ESPN»
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V et L. 593-33 [3] Arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection
[4] Directive n° 2014/68/UE du 15 mai 2014 relative à l'harmonisation des législations des États membres concernant la mise à disposition sur le marché des équipements sous pression
## 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 2019 au CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux sur le thème « Application de l'arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux ESPN ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Application de l'arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux ESPN ». Les inspecteurs ont effectué un contrôle des dossiers descriptifs et d'exploitation de différents équipements ayant été requalifiés en 2017 et 2018 et ont examiné la réalisation des programmes de surveillance de prestataires intervenant sur le CNPE dans le domaine des équipements sous pression nucléaires (ESPN). Au vu de cet examen par sondage, il ressort que les dossiers des ESPN sont disponibles et complets dans l'ensemble. Les programmes des opérations d'entretien et de surveillance définissant les contrôles à réaliser sur les équipements sont bien connus des intervenants et la fréquence de ces contrôles est respectée. Les inspecteurs ont toutefois noté des incohérences entre la pression de service de certains équipements et les notes de calcul associées, ainsi qu'une traçabilité incomplète ou une absence de certaines opérations de contrôle. Concernant la surveillance des prestataires, les programmes examinés par sondage ont montré un taux de réalisation supérieur à 95 % et peu de non-conformités ont été relevées.
## A. Demandes D'Actions Correctives Définition Des Pressions Et Températures De Service
Le 2.2.1 de l'annexe I de la directive [4] précise que « *les équipements sous pression sont conçus pour* supporter des charges correspondant à l'usage envisagé, ainsi que pour d'autres conditions de fonctionnement raisonnablement prévisibles. Sont notamment pris en compte les facteurs suivants :
- les pressions internes et externes,
- les températures ambiante et de service, - la pression statique et la masse du contenu dans les conditions d'emploi et d'essai, - les charges dues à la circulation, au vent, aux séismes, - les forces et les moments de réaction provoqués par les supports, les fixations, les tuyauteries, etc.,
- la corrosion et l'érosion, la fatigue, etc.,
- la décomposition des fluides instables ». Pour assurer la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement, il est nécessaire de connaître notamment les pressions et températures maximales admissibles d'un équipement, telles qu'elles ont été définies à la conception. Il ressort de l'examen des différents dossiers d'équipements, des incohérences dans les pressions (PS) et températures (TS) maximales admissibles : - échangeur 1 EAS 001 RF : la PS définie pour la calandre de cet équipement est de 9,69 bars. Il existe deux notes de calculs, référencées 9042 et 9037C donnant respectivement des PS à 9,5 et 9,8 bars ;
- échangeur 2 RRA 002 RF : l'état descriptif de l'équipement identifie, pour le faisceau, une PS de 46,5 bars et une TS de 205° C. La note de calcul initiale donne une PS de 41,4 bars et une TS de 205° C. Une seconde note de calcul justifie la tenue du faisceau à 46,66 bars et 180° C, mais précise qu'il faut l'exploiter à 41,4 bars pour garantir l'étanchéité au joint dans les conditions normales d'exploitation.
Les pressions et températures maximales admissibles d'un équipement sont des données de base pour l'exploitation d'un équipement sous pression, qu'il soit nucléaire ou non. Leur définition doit être réalisée avec une grande rigueur. L'existence de deux notes de calcul pour ces équipements ajoute de la confusion dans ces données. L'examen des dossiers des deux équipements susmentionnés montre que la rigueur attendue n'a pas été appliquée. Les inspecteurs ont noté qu'un travail était en cours par vos services centraux pour redéfinir correctement les pressions et températures maximales admissibles des ESPN. Cependant, ce travail n'a pas vocation à s'étaler sur plusieurs années et, a minima, ces données devraient être consolidées lors des requalifications périodiques des équipements, ce qui n'a manifestement pas été le cas pour ces deux équipements requalifiées en 2017 et 2018. Demande A1 : je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour définir correctement les pressions et températures maximales admissibles en cohérence avec les notes de calcul applicables aux ESPN équipant votre CNPE.
## Contrôle Des Accessoires De Sécurité
Le 2.10 de l'annexe I de la directive [4] précise que « *lorsque, dans des conditions raisonnablement prévisibles,* les limites admissibles pourraient être dépassées, les équipements sous pression doivent être équipés ou prévus pour être équipés de dispositifs de protection adéquats, à moins que la protection ne soit assurée par d'autres dispositifs de protection intégrés dans l'ensemble. […]
Les dispositifs de protection et leurs combinaisons comprennent : a) les accessoires de sécurité tels que définis à l'article 2, point 4),
b) selon le cas, des dispositifs de contrôle appropriés, tels que des indicateurs ou des alarmes, permettant que soient prises, automatiquement ou manuellement, les dispositions visant à maintenir l'équipement sous pression à l'intérieur des limites admissibles. » Le 3.4 de l'annexe V de l'arrêté [3] dispose que « *l'inspection périodique d'un récipient ou d'une tuyauterie* comprend :
- une vérification extérieure de l'équipement sous pression nucléaire ainsi que des accessoires de sécurité qui lui sont associés et des accessoires sous pression qui y sont raccordés ; - une vérification extérieure des assemblages permanents réalisés sur l'équipement sous pression nucléaire ; - des vérifications et des essais de fonctionnement adaptés à la nature et à la fonction des accessoires de sécurité associés à l'équipement sous pression nucléaire. » L'échangeur 1 EAS 001 RF, requalifié en 2017, ne possède pas d'accessoire de sécurité. Le programme des opérations d'entretien et de surveillance (PBES) précise que la pression dans le faisceau est limitée contre le dépassement des limites admissibles par la pression maximale de refoulement des pompes de recirculation 1 EAS 001 et 002 PO et celle dans la calandre par la pression maximale de refoulement des pompes 1 RRI 001 à 004 PO. Ces dispositions permettent de justifier l'absence d'accessoire de sécurité pour cet échangeur tel que requis par la directive [4]. L'arrêté [3] requiert un contrôle des accessoires de sécurité lors de chaque inspection périodique. En l'absence d'accessoire de sécurité, les dispositions mises en œuvre pour justifier cette absence doivent être contrôlées. L'examen des trois dernières inspections périodiques de 2013, 2015 et 2017 de l'échangeur 1 EAS 001 RF a montré qu'aucun contrôle n'est réalisé par le CNPE sur les dispositions mises en œuvre pour justifier l'absence d'accessoire de sécurité, en l'occurrence sur les pompes 1 EAS 001 et 002 PO et 1 RRI 001 à 004 PO. Ces dernières pouvant être changées durant l'exploitation des réacteurs, il convient de s'assurer que leurs caractéristiques, et notamment la pression maximale de refoulement, n'ont pas été modifiées.
Il est à noter que ce contrôle a été réalisé par l'organisme habilité lors de la requalification de l'équipement en 2017. Demande A2 : je vous demande de contrôler, lors des inspections périodiques, les caractéristiques des pompes alimentant les ESPN quand ces dernières limitent la pression dans les équipements et justifient l'absence d'accessoire de sécurité.
## Opérations D'Entretien Et De Surveillance
Le 2.1 de l'annexe V de l'arrêté [3] dispose que « l'exploitant définit et met en œuvre pour chaque équipement sous pression nucléaire un programme des opérations d'entretien et de surveillance ».
Les 3.2 et 3.5 de l'annexe V de l'arrêté [3] précisent que « l'inspection périodique est réalisée sous la responsabilité de l'exploitant par une personne compétente » et « *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 ». Pour les équipements contrôlés, un PBES était défini, ce dernier précisant notamment les différents contrôles à réaliser et leur fréquence.
Le PBES relatif à l'échangeur 2 RRA 002 RF requiert une inspection périodique qui comprend notamment une vérification intérieure de la calandre tous les 18 mois. Pour cet équipement, qui a été éprouvé à taux réduit en 2009, la dérogation DM/T-P 2526/91 s'applique. De plus, l'équipement n'est pas équipé de manchette côté RRI. Dans ces conditions, le PBES indique que l'équipement est non visitable et renvoie à la partie « observations » qui précise que « *le seul mode de dégradation potentiel* est la corrosion généralisée dont l'absence est vérifiée par mesures d'épaisseur », sans modifier la fréquence de 18 mois de la vérification intérieure à réaliser sur la calandre.
Le compte rendu de l'inspection périodique de 2013 trace la réalisation d'une mesure d'épaisseur sur la calandre. Cependant, les comptes rendus des inspections périodiques suivantes de 2014, 2015, 2016, 2017 et 2018 ne font pas état de la réalisation d'une mesure d'épaisseur. La périodicité de 18 mois prescrite par le PBES n'est donc pas respectée. Ce même PBES prescrit également un essai de manœuvrabilité ou échange standard des accessoires de sécurité du faisceau tous les 36 mois au titre de l'inspection périodique. Pour le faisceau, les accessoires de sécurité identifiés sont les soupapes 2 RRA 018 VP, 2 RRA 115 VP, 2 RRA 120 VP et 2 RRA 121 VP. En 2014, ces quatre accessoires ont été contrôlés conformément au PBES, mais le contrôle suivant des quatre soupapes n'a été réalisé qu'en 2018. En 2015, 2016 et 2017, seules deux des quatre soupapes ont été contrôlées dans le cadre de l'inspection périodique. Plusieurs inspections périodiques ont ainsi été prononcées sans que l'ensemble des vérifications requises par le PBES mis en place en application du 2.1 de l'arrêté [3] ne soit réalisé.
Demande A3 : je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour réaliser l'ensemble des opérations définies dans les PBES.
## B. Demandes De Compléments D'Information Respect De La Pression D'Épreuve
Le point 2.5 de l'annexe VI de l'arrêté [3] dispose que l'épreuve « consiste à maintenir l'équipement sous pression nucléaire à une pression au moins égale à 120 % de la pression maximale admissible ». La bâche 1 RCV 002 BA a été requalifiée en juin 2017. Sa pression maximale admissible est de 5,2 bars, donc la pression d'épreuve doit être au moins égale 6,24 bars. Lors de sa requalification en 2017, elle a subi une épreuve hydraulique à 6,2 bars selon le PV d'épreuve. Cette pression mentionnée dans le PV d'épreuve (6,2 bars), bien que proche de la pression d'épreuve réglementaire (6,24 bars), y est inférieure. En l'état, la pression d'épreuve réglementaire n'a pas été respectée, la requalification n'aurait pas dû être prononcée et l'équipement devrait être à l'arrêt. Demande B1 : je vous demande de m'apporter les éléments justifiant que l'épreuve de la bâche 1 RCV 002 BA a été réalisée à la pression réglementaire lors de sa requalification en 2017.
## Traitement Des Anomalies Détectées En Inspection Périodique
L'inspection périodique de l'échangeur 2 RRA 002 RF réalisée en 2014 a mis en évidence des traces de fuite au niveau du joint entre la plaque tubulaire et la boîte à eau. Ces traces de fuite ne sont pas reprises dans la conclusion de l'inspection périodique et aucun élément n'a permis de justifier son traitement lors de l'inspection.
Demande B2 : je vous demande de m'apporter les éléments justifiant le traitement des traces de fuite identifiées lors de l'inspection périodique de l'échangeur 2 RRA 002 RF en 2014.
## C. Observations Surveillance Des Prestataires
C1 - Les inspecteurs ont examiné l'avancement des programmes de surveillance par EDF de deux prestataires intervenant sur les ESPN. Il en ressort des taux de réalisation satisfaisants de 100 % et 94 % respectivement et peu de non-conformités ont été relevées.
## Traçabilité Des Autres Opérations D'Entretien Et De Surveillance
C2 - L'examen de différents dossiers d'ESPN a montré que la traçabilité des autres opérations d'entretien et de surveillance n'est pas de nature à faciliter le travail de contrôle de l'organisme habilité au moment de la requalification des équipements. Il s'agit notamment d'opérations telles que des changements de joint ou des contrôles d'étanchéité de soupapes. La réalisation de ces contrôles a toutefois pu être justifiée par le site. C3 - Le PBES relatif à l'échangeur 2 REN 002 RF prescrit notamment une vérification, en continu, de l'absence d'alarme KRT côté RRI pour contrôler l'absence de fuite. Ce contrôle continu est réalisé par le service conduite, mais le métier en charge des ESPN ne vérifie pas que ce contrôle est bien réalisé et qu'aucune alarme n'est apparue depuis le contrôle précédent.
## Dégradation Des Équipements
C4 - Le dossier de l'échangeur 1 RCV 002 RF fait état de dégradations internes et externes, ayant entraîné des pertes d'épaisseur. Il ressort de l'examen du dossier par les inspecteurs que ces dégradations internes et externes auraient pu se trouver sur une même partie de l'équipement et donc se cumuler, mais cette hypothèse n'a pas été prise en compte par le CNPE dans la justification de la tenue de l'équipement. Après vérification, il s'avère qu'en cumulant ces deux dégradations, la tenue de l'équipement n'est pas remise en cause.
##
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 Signé par Alexandre HOULÉ |
INSSN-MRS-2019-0511 | DIVISION DE MARSEILLE
Marseille, le 07 mai 2019
# Codep-Mrs-2019-020798 Monsieur Le Directeur Du Cea Cadarache 13108 Saint Paul Lez Durance
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection no INSSN-MRS-2019-0511 du 2 mai 2019 aux INB ATPu et LPC (INB 32 et 54) Thème « Suite évènement / Radioprotection »
Réf. : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [2] Guide de l'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 aux transports internes de substances radioactives.
## 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 et L. 1333-30 du code de la santé publique, une inspection des INB 32 et 54 a eu lieu le 2 mai 2019 sur le thème « Suite évènement / Radioprotection ». 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 des INB 32 et 54 du 2 mai 2019 portait sur le thème « Suite évènement / Radioprotection ». Les inspecteurs se sont principalement intéressés à l'évènement significatif déclaré à l'ASN le 16 avril 2019 concernant la suspicion d'exposition interne de plusieurs travailleurs du LPC. Si la déclaration d'évènement significatif est lacunaire et peu claire, les réponses apportées sur les circonstances, la chronologie et les hypothèses retenues montrent que l'exploitant nucléaire possède une vision réaliste et factuelle des évènements. Les dispositions mises en place, tant sur la recherche des causes que sur les mesures de protection sont jugées globalement satisfaisantes. Des améliorations sont néanmoins attendues sur les délais de déclaration et leur qualité de rédaction. De plus, les inspecteurs se sont intéressés au suivi des écarts et ont vérifié par sondage des fiches de suivi. Un écart concernant l'absence de port d'EPVR (équipement de protection des voies respiratoires), sur le LPC a fait l'objet d'un examen plus approfondi. L'ASN attend une analyse concernant notamment le caractère significatif de cet écart.
Enfin, des compléments d'information sont également attendus sur des éventuelles évolutions concernant l'organisation du chantier de démantèlement de l'installation de cryotraitement du LPC.
## A. Demandes D'Actions Correctives Déclaration D'Évènement Significatif
L'inspection avait pour but principal de connaitre les circonstances et les résultats des premières analyses de l'évènement significatif déclaré le 16 avril dernier. Cet évènement concerne la suspicion d'exposition interne de plusieurs travailleurs ayant séjourné au LPC, que vous relevez en lien avec la découverte de contamination dans des locaux classés non contaminants.
La rédaction de l'analyse préliminaire de la déclaration apparait lacunaire et peu précise. De plus, la date de déclaration semble tardive vis-à-vis de la date de détection du 9 avril (réception des premiers résultats d'analyses radiotoxicologiques).
Lors de l'inspection, l'ensemble des éléments présentés est apparu circonstancié et relativement abouti. Les dispositions mises en place, tant sur la recherche des causes que sur les mesures de protection sont jugées globalement satisfaisantes.
Notamment, dès la découverte de la contamination de locaux classés en zone non contaminante, une surveillance médicale renforcée a été mise en œuvre pour les personnels intervenus dans ces locaux après le 11 mars. Si cette disposition apparait justifiée, il apparait que la période retenue pour établir la liste de ces personnels aurait dû être basée sur des éléments plus factuels, soit par exemple la date des précédents contrôles de propreté radiologique, a priori réalisés le mois précédent.
De plus, une fiche interne d'information immédiate en cas d'évènement a été rédigée. Elle est basée sur un relevé de situation au 12 avril 2019. Cette fiche apparait claire et très bien argumentée. Elle précise qu'une déclaration d'évènement significatif est en cours de rédaction.
Il est regrettable que la déclaration transmise à l'ASN présente des lacunes dans l'argumentation et les hypothèses retenues concernant le lien entre la contamination de locaux et celle de personnels, alors que de nombreuses informations étaient disponibles. Il apparait également injustifié que la déclaration ne soit transmise que le 16 avril alors que l'article 2.6.4 de l'arrêté [1] dispose que la déclaration doit être réalisée dans les meilleurs délais. L'article précité dispose également que la déclaration doit comporter la caractérisation de l'événement significatif ainsi que sa description et sa chronologie. A1. Je vous demande de prendre les dispositions afin de garantir le respect de l'article 2.6.4 de l'arrêté [1], tant sur le délai de déclaration que sur la qualité de rédaction afin d'en garantir la compréhension. Vous m'informerez des dispositions organisationnelles retenues pour l'ensemble des INB du centre de Cadarache afin d'améliorer la situation.
A2. Je vous demande de justifier l'hypothèse de survenue de l'événement de contamination des locaux le 11 mars 2019, sur laquelle reposent les mesures correctives mises en place à la suite de l'événement (notamment, suivi individuel renforcé des personnels ayant accédé dans cette zone après le 11/03/2019). Vous considèrerez utilement la date de dernier nettoyage des locaux.
## B. Compléments D'Information Absence De Port D'Équipement De Protection
L'équipe d'inspection a vérifié par sondage des fiches de suivi d'écart et s'est notamment intéressée au nonrespect de consignes de sécurité liées à la radioprotection au LPC. Des intervenants extérieurs sont rentrés le 4 avril 2019, sans masque de protection, dans une zone dont l'accès était soumis à port d'EPVR
(équipement de protection des voies respiratoires). Il est à noter que le port d'équipements de protection avait été rendu obligatoire dans cette zone le 19 mars 2019, à la suite de l'évènement significatif précité.
Les intervenants n'auraient pas vu les consignes affichées sur le panneau situé sur la porte d'entrée.
Il a été indiqué aux inspecteurs que le caractère significatif de cet écart n'avait pas été retenu. Les justifications apportées nécessitent néanmoins d'être mieux formalisés. De plus, le critère de déclaration des évènements significatifs impliquant la radioprotection pour les INB (annexe 7 du guide [2]) numéro 4 prévoit une déclaration d'évènement significatif pour « Toute activité (opération, travail, modification, contrôle...) comportant un risque radiologique important, réalisée sans une analyse de radioprotection formalisée (justification, optimisation, limitation) ou sans prise en compte exhaustive de cette analyse. » B1. Je vous demande de formaliser votre analyse sur cet écart. Vous m'apporterez les justifications nécessaires si vous deviez ne pas retenir le caractère significatif de l'absence du port d'un équipement de protection obligatoire, au regard des éléments dont vous disposiez au moment de cet écart. Vous analyserez en tout état de cause la suffisance de l'affichage et des moyens mis en œuvre pour restreindre les accès aux bâtiments.
## Revue De Projet De Démantèlement De L'Atelier De Cryotraitement
Lors de l'inspection, il a été indiqué que le chantier de démantèlement du cryotraitement présentait des difficultés, notamment dans la gestion des déchets. De plus, plusieurs signaux faibles relatifs à la maîtrise du risque de criticité ont été relevés ces derniers mois. Une étude sur les facteurs sociaux, organisationnels et humains est en cours de finalisation et une revue de projet est programmée.
B2. Je vous demande de me tenir informé des évolutions qui seront retenues pour l'organisation de ce chantier de démantèlement et de m'indiquer les actions mises en place, lorsque les conclusions de l'étude FOH et de la revue de projet « cryotraitement » seront disponibles.
## C. Observations
Cette inspection n'a pas donné lieu à observation. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excédera pas deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
Le chef de la division de Marseille de L'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Aubert LE BROZEC |
INSSN-OLS-2019-0585 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-021188 Orléans, le 7 mai 2019 Monsieur le Directeur du Centre Paris-Saclay Commissariat à l'Energie Atomique et aux énergies alternatives Etablissement de Saclay 91191 GIF SUR YVETTE Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Site CEA de Saclay - INB n° 72 Inspection n° INSSN-OLS-2019-0585 du 16 avril 2019 « Surveillance des intervenants extérieurs »
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 16 avril 2019 au sein de l'INB 72 sur le thème « Surveillance des intervenants extérieurs ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait la surveillance des intervenants extérieurs. Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place relative à la surveillance des prestataires extérieurs à l'INB, qu'ils soient issus des services du CEA, d'entreprises extérieures ou de leurs sous-traitants. Ils ont vérifié la façon dont cette surveillance est exercée, notamment au travers des permis de feu et du plan de surveillance. L'inspection s'est poursuivie par la visite des locaux, en particulier, certaines zones d'entreposage du bâtiment 116. Enfin, l'inspection s'est terminée par l'examen des modalités de suivi des écarts. Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que le thème de l'inspection est maitrisé, avec une organisation claire et des modalités de contrôles documentées. Des progrès sont notés en ce qui concerne la comptabilité des déchets d'un local et le renseignement des fiches de suivi journalières qui accompagnent les permis de feu.
Cependant, ces fiches n'identifient pas clairement la fonction du signataire ni les actions de surveillance. Par ailleurs, la signalisation de la zone d'entreposage dédiée aux déchets chimiques est perfectible, de même que l'identification des zones d'entreposage de déchets conventionnels dans le zonage déchets. Enfin, l'examen de la fiche d'écart relative à la présence d'un colis de déchets TFA en zone conventionnelle suscite des interrogations quant à la réactivité et à la qualité du traitement de cet écart.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Écarts
Dans son article 2.6.2, l'arrêté ministériel du 7 février 2012 modifié stipule : « 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. »
Lors de l'inspection « Incendie » du 20 novembre 2018, les inspecteurs ont constaté la présence d'un caisson de ferrailles vinylé de 2 m3, datant du 24 avril 2018, dans le hall 116B, qui est une zone d'entreposage de déchets conventionnels. Dans sa lettre de suite du 10 décembre 2018, l'ASN vous a demandé d'indiquer quels étaient les déchets présents dans ce caisson et de justifier que leur présence respectait le zonage déchets de l'installation, en joignant les justificatifs nécessaires. Dans votre réponse du 22 mars 2019, vous vous êtes limités à préciser que le caisson contenait des déchets TFA. Vous avez indiqué qu'une fiche d'écart avait été ouverte et qu'une analyse de non déclarabilité avait été menée et rédigée. Lors de l'inspection du 16 avril 2019, les inspecteurs ont examiné ces deux documents. Or, il s'avère que la fiche d'écart, ouverte le 12 février 2019, date la découverte de l'écart au 7 février 2019 tout en indiquant que l'origine de la détection est l'inspection du 20 novembre 2018 et sa lettre de suite du 10 décembre 2018. Outre ce délai de traitement, la fiche d'écart est vide d'information : la caractérisation et le traitement de l'écart ne sont pas renseignés, l'écart est estimé non important, les causes et les conséquences réelles et potentielles sont absentes. L'enlèvement du colis de cette zone n'est pas précisé en action correctrice. Pourtant, cette fiche a été ouverte plus de deux mois après la détection. Ceci montre un traitement insuffisant de cet écart. De plus, l'analyse de déclarabilité, datée du 5 mars 2019, argumente sur la spécificité de l'emballage utilisé pour les déchets TFA, « ce qui implique que les déchets contenus ne sont pas conventionnels ». Il est noté qu'il n'y a aucune possibilité d'évacuer ces déchets nucléaires dans une filière conventionnelle. Cette analyse n'a pas porté sur la remise en cause du caractère conventionnel d'une zone, notée dans le critère 7 figurant dans la liste des critères de déclaration des évènements significatifs impliquant l'environnement pour les INB.
Demande A1 : je vous demande de me transmettre la déclaration d'évènement significatif relative à la présence d'un déchet nucléaire dans une zone d'entreposage de déchets conventionnels, dans le délai requis pour une déclaration d'évènement.
## � Gestion Des Substances Dangereuses
La réserve de produits chimiques contient à la fois des produits neufs et des déchets chimiques, parfois sur une même rétention. Une zone d'entreposage dédiée à ces produits en attente d'évacuation n'apparaît pas dans le zonage déchets. Vous avez précisé que la procédure PR/43 relative à la gestion des déchets allait être modifiée pour identifier ce local comme étant partiellement une zone d'entreposage de déchets conventionnels. Cependant, l'affichage des zones est nettement perfectible : la mention « déchets périmés » est inscrite sur de la tarlatane fixée sur la tranche d'étagères et sur un mur, sans que cette zone soit réellement délimitée ni respectée. En effet, à l'opposé de cette zone de déchets, des résines périmées côtoient des résines neuves, et au centre du local, des bidons périmés sont à proximité de bidons de produits neufs. Cette réserve a peu évolué depuis l'inspection du 20 novembre 2018, où les mêmes constats avaient déjà été effectués par les inspecteurs. Demande A2 : je vous demande de distinguer les zones d'entreposage des produits neufs ou en cours d'utilisation des zones d'entreposage de déchets à évacuer. Vous préciserez les dispositions prises pour identifier et délimiter les zones d'entreposage de déchets.
## � Surveillance Des Travaux Par Points Chauds
Suite à l'inspection « Incendie » du 20 novembre 2018, l'ASN vous a demandé de veiller à la traçabilité des différents contrôles à réaliser dans le cadre des travaux par points chauds, par courrier du 10 décembre 2018. Dans votre réponse du 22 mars 2019, vous avez précisé que la traçabilité était dorénavant effectuée par la fiche de suivi journalière, issue de la procédure PR/35 « Organisation des travaux par points chauds - Maitrise des risques incendie et explosion ». Or, les fiches de suivi journalières examinées ne permettent pas de tracer ces contrôles. En effet, la qualité du signataire est absente : le nom figurant sur ces fiches correspond à l'opérateur et non au contrôleur figurant sur le permis de feu et certaines fiches ne comportent aucun nom. De fait, ces fiches permettent un pointage des opérations nécessaires à la réalisation des travaux par point chauds mais elles ne présentent pas de liste des actions de surveillance réalisées. Demande A3 : je vous demande de vous assurer que les fiches de suivi journalières, adossées aux permis de feu, sont utilisées pour tracer les opérations de contrôles conformément à la procédure PR/35 visée supra. Vous me ferez part des modalités de mise en œuvre des actions de surveillance.
## B. Demandes De Compléments D'Information Organigramme
Plusieurs mouvements de personnels ont eu lieu ces derniers mois au sein de l'INB 72. Cependant, l'exploitant n'a pas été en mesure de remettre un organigramme nominatif mis à jour aux inspecteurs. Demande B1 : je vous demande de me transmettre l'organigramme nominatif de l'INB 72 mis à jour.
�
## Actions De Sensibilisation
Le 22 décembre 2017, le CEA a déclaré un évènement significatif relatif à l'indisponibilité de l'alimentation permanente du TCR. Le compte rendu d'évènement significatif du 15 février 2018, faisait état de deux actions correctives réalisées : une action de sensibilisation au respect de la procédure de consignation et un rappel de l'utilisation d'un appareil de vérification d'absence de tension. Vous n'avez pas été en mesure de produire le compte-rendu de la réunion organisée sur ce sujet, ni la feuille de présence des agents qui y ont participé. Demande B2 : je vous demande de me transmettre les justificatifs de la réalisation effective des actions correctives notées dans le compte-rendu d'évènement significatif.
## � Gestion Des Déchets
La procédure PR/043 relative à la gestion des déchets est en cours de mise à jour pour intégrer les modalités de suivi des déchets, notamment une alerte pour prévenir du rapprochement du terme de la durée maximale d'entreposage des déchets, définie dans les règles générales d'exploitation (RGE) et l'étude déchets. Cette procédure devrait être finalisée au 3ème trimestre 2019.
Demande B3 : je vous demande de me transmettre cette procédure mise à jour.
�
## C. Observations
Distance d'exclusion autour de l'emballage RCC
C1 : La veille de l'inspection, lors d'une visite de contrôle, l'exploitant a constaté la présence de trois rétentions métalliques, vides, à proximité de l'emballage RCC. Or, les RGE imposent une zone d'exclusion de 1 mètre au moins autour du RCC dans laquelle l'entreposage d'objet est interdit, en fonctionnement normal. De plus, aucune dérogation n'a été délivrée par le chef d'installation
(fonctionnement dégradé prévu dans les RGE). En actions correctives, les rétentions ont été déplacées et la zone d'exclusion a été rétablie.
Le non-respect de cette zone d'exclusion, requise par les RGE, a conduit le CEA à déclarer un évènement significatif à l'ASN le lendemain de l'inspection.
Programme prévisionnel des modifications C2 : Deux opérations en cours d'instruction à l'ASN ne figurent pas dans le programme prévisionnel des modifications du 28 février 2019. L'exploitant a précisé que ces dossiers seront intégrés lors de la prochaine mise à jour du programme prévisionnel.
## �
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf délai spécifique à la demande A1, 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.
Par intérim du chef de la division d'Orléans, Le chef de pôle LUDD
Signé par : Olivier GREINER |
INSSN-OLS-2019-0689 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-020292 Orléans, le 3 mai 2019 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-2019-0689 du 17 avril 2019 « Application de l'arrêté ministériel du 10 novembre 1999 »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression
[4] Recueil RLPMS, Recueil local pour la définition des programmes de maintenance et de surveillance des EIP, D. 5170/RC.002 Ind. 16 du 20 décembre 2018
[5] Fiche d'amendement - Palier CPY- FA n° 1 au PB 900-AM450-03 INDICE 5 - Tuyauteries du CSP, D4550 16081706 Ind. 0 du 27 août 2018
[6] PBMP Enveloppe des faisceaux des générateurs de vapeur, PB-TPAL-AM-443-05 Ind. 3, D4550 17007620 Ind.0 du 12 octobre 2017
[7] Demande d'autorisation de modification au titre de l'alinéa II de l'article 2 du décret 2016-846
(modifiant l'article 26 du décret 2007-1557) - Mise en place de la modification PTCH704, D5170/RAS/PNUM/18.072 du 8 février 2018
[8] Lettre D 5170/RAS/TYDE/17.260 du 5 février 2018 ; Inspection INSSN-OLS-0088 du 26 octobre 2017 « Maintenance des Générateurs de vapeur »
[9] D305915002021 du 28 juin 2017 « *Accident par perte de réfrigérant primaire par brèche en fond de cuve »* [10] Courrier D305514088787 du 23 décembre 2014, dossier de modification PNPP1446 -
Modification du supportage suite à la mise à jour des DRR-CPY. Demande d'accord générique de mise en œuvre sur le palier CPY 2015 à 2018
## 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 17 avril 2019 au CNPE de Chinon sur le thème « Arrêté ministériel du 10 novembre 1999 ».
Je vous communique, ci-après, 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 17 avril 2019 avait pour but d'examiner l'organisation du CNPE de Chinon et les moyens mis en œuvre pour l'application de l'arrêté ministériel du 10 novembre 1999 [3]. Les inspecteurs ont vérifié votre organisation concernant l'élaboration des Dossiers d'Aptitude à la Poursuite d'Exploitation (DAPE) en liaison avec les Fiches d'Analyse du Vieillissement (FAV) des équipements concernés par l'arrêté [3]. Ils ont examiné votre référentiel local de maintenance préventive et de surveillance des équipements importants pour la sûreté (RLPMS) et votre référentiel relatif aux examens non destructifs. Ils ont contrôlé par sondage le suivi que vous faites du calage du circuit primaire principal (CPP) depuis la dernière visite décennale. Ils ont aussi vérifié par sondage certains dossiers de modifications que vous avez engagées ces dernières années sur des équipements du CPP soumis à l'arrêté [3]. Il ressort de ces contrôles que vous disposez d'un système documentaire permettant de répondre globalement à l'article 7 II de l'arrêté [3]. Néanmoins, les contrôles effectués ont mis en évidence une mise à jour incomplète de plusieurs plans relatifs au circuit primaire principal du réacteur en contradiction avec les exigences réglementaires de l'arrêté en référence [3]. Vous veillerez par ailleurs, d'une manière générale, à ce que les réponses apportées aux lettres de suite d'inspection, qu'elles soient ou non explicitement référencées comme « actions de progrès » ou comme
« engagements » de votre part, soient effectivement déclinées dans vos installations. Deux écarts ont été constatés lors de cette inspection pour ce qui est des réponses que vous aviez apportées à l'inspection de 2017 sur le même thème.
## A. Demandes D'Actions Correctives Mise À Jour Des Plans Du Pressuriseur
D'après le DAPE de la tranche 3 du CNPE, le pressuriseur a fait l'objet en 2009 d'une intervention destinée à percer sa plaque guide inférieure. Lors de l'inspection, vous avez indiqué que cette intervention était destinée à faciliter le nettoyage de la tubulure d'expansion de cet équipement, ce qui a conduit à augmenter le diamètre de l'alésage situé à l'aplomb de ce piquage dans la plaque guide inférieure. Vous nous avez aussi indiqué que les 4 pressuriseurs du CNPE sont concernés par ce type de modification.
La plaque guide inférieure est un équipement interne du pressuriseur fixé de manière amovible sur des supports soudés à la paroi intérieure du pressuriseur ; elle interfère donc indirectement avec la paroi du pressuriseur.
Les équipements internes du CPP font, d'une manière générale, partie intégrante de l'équipement.
Les inspecteurs ont constaté que vous ne disposez pas des plans à jour du pressuriseur de la tranche 3 prenant en compte les modifications réalisées sur sa plaque guide en 2009. Ceci constitue un écart par rapport à l'article 5 de l'arrêté référencé [3] qui dispose que « *l'exploitant remet à jour les plans des* appareils et les éléments concernés du dossier visé à l'article 4 lors de chaque modification de ceux-ci […] ». Demande A1 : je vous demande de mettre à jour les plans du pressuriseur de la tranche 3 et de vous assurer de la mise à jour des plans des pressuriseurs des tranches 1, 2 et 4. D'une manière générale, je vous demande de respecter l'article 5 de l'arrêté ministériel 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 pour ce qui concerne la mise à jour des plans.
## 3 Mise À Jour Des Plans Suite Aux Travaux Réalisés Dans Le Cadre De La Pnpp 1446
D'après le courrier en référence [10], la modification référencée PNPP 1446 « *a pour but de justifier la* tenue mécanique des lignes de tuyauteries RCP et RRA pour tenir compte des phénomènes de bras morts et de la remise à niveau sismique ». Il s'agit d'une modification notable « non importante » au sens de l'arrêté [3], autorisée par l'ASN en février 2014. Lors de la Visite Partielle de 2018 de la tranche 2 qui est de type CP6, ces travaux ont donné lieu à un Rapport de Fin d'Intervention (RFI). Les plans de ce RFI comprennent d'une part un plan national « palier » qui présente, à travers des annotations manuelles, les écarts constatés localement par rapport à ce plan, et d'autre part le même plan « palier » qui présente d'autres écarts annotés manuellement après travaux.
Les inspecteurs ont constaté que les relevés manuels portés sur le premier plan n'ont pas été reportés sur le second plan. Les inspecteurs ont relevé par sondage que vous disposez des plans isométriques à jour prenant en compte les travaux réalisés dans le cadre de la PNPP 1446. En revanche, ils ont constaté que vous ne disposez pas des plans mécaniques à jour, suite à ces travaux. Le supportage des équipements du CPP-CSP (circuit primaire principal - circuits secondaires principaux) fait réglementairement l'objet d'un suivi en service en application de l'article 4d de l'arrêté [3]. Ceci suppose que l'exploitant dispose de plans locaux à jour facilement lisibles, en particulier après la mise en œuvre d'un programme national de modification (PNPP).
Le renvoi au RFI contenant des corrections manuscrites des plans initiaux, et ce en plusieurs endroits du dossier, ne saurait répondre à l'obligation de mise à jour des plans requise par l'article 5 de l'arrêté précité.
Demande A2 : je vous demande de disposer d'un plan mécanique à jour des supportages des tuyauteries RCP et RRA de la tranche 2 prenant en compte à la fois les écarts locaux pérennes constatés avant la mise en œuvre de la PNPP 1446, et après sa mise en œuvre. Vous vous assurerez que vous disposez des plans à jours relatifs à cette modification pour les autres tranches concernées.
Demande A3 : afin de pouvoir respecter les exigences de l'article 5 de l'arrêté [3], je vous demande de convenir avec vos services nationaux d'une organisation permettant de faire en sorte que les plans associés aux modifications à caractère générique sur les CNPE (PNPP) puissent aboutir, pour chaque tranche, à un plan local des équipements du CPP-CSP tels que construits, supportages et ancrages compris.
Mise en œuvre du programme de maintenance préventive sur la robinetterie Le programme de maintenance préventive et de surveillance des équipements importants pour la sûreté (EIP) relevant de la robinetterie est le programme de base de maintenance PB 900 AM 050-07 Ind.2.
Les inspecteurs ont vérifié par sondage les contrôles que vous avez réalisés à ce titre sur 2RCP203VP,
2RCP303VP et 2RRA014VP. Les vannes 2RCP203VP et 2RCP303VP ont fait l'objet d'une réparation lors de l'arrêt VP de 2018 de la tranche 2 suite à la détection par ressuage d'une corrosion sous contrainte de leur tube de reprise de fuite. La réparation a été réalisée par raboutage. Le dossier constitué suite à cette intervention au titre du programme de maintenance n'appelle pas de commentaires. Le robinet 2RRA114VP a donné lieu à l'ouverture d'un plan d'action (PA 76181) et d'un dossier technique d'exploitation (DTE) suite à la détection lors de la visite décennale du réacteur en 2016, d'une indication linéaire qu'il n'a pas été jugé nécessaire de réparer. Ce robinet est situé sur un tube soudé de reprise de fuite du presse étoupe des vannes au refoulement du circuit RRA. Les inspecteurs ont vérifié la déclinaison des exigences du programme de maintenance. Ils ont constaté que les examens visuels internes de l'intégrité de l'enveloppe et de l'absence de l'endommagement par jets hydro-laser de ce robinet, examens requis par ce programme, ne sont pas enregistrés dans le dossier de 2016 de ce robinet, établi sur la base de l'ancienne gamme « SYGMA ». Les inspecteurs ont constaté que vos gammes actuelles intègrent désormais ces éléments de contrôle. Sauf fortuit, les contrôles indiqués ne seront désormais réalisés qu'en 2026, lors de la prochaine visite décennale. Demande A4 : en cas d'événement fortuit sur 2RRA114VP, je vous demande de réaliser les examens visuels internes de l'intégrité de l'enveloppe et l'absence d'endommagement par jets hydro-laser de ce robinet, et d'enregistrer ces contrôles. Vous informerez l'ASN de la réalisation de ces contrôles.
Les inspecteurs ont examiné par sondage l'habilitation de trois intervenants ayant réalisé des examens non destructifs sur le CPP-CSP dans le cadre de la mise en œuvre des visites complètes réalisées au titre de l'article 15 de l'arrêté [3] lors de la visite décennale de 2016 sur le réacteur n° 2. L'article 8 de l'arrêté [3] dispose que « *les personnels effectuant des opérations d'essai non destructif au titre du* présent arrêté doivent être approuvés par un organisme habilité au titre de l'article R. 557-4-1 du code de l'environnement ». Les inspecteurs ont contrôlé la certification de la personne en charge des examens par gammagraphie sur le pressuriseur, tel que prévu au programme de base PB 900 AM 448-01. Les inspecteurs notent que l'organisme habilité, la COFREND, a bien délivré une certification à cette personne, certification valable lors de l'intervention. Cependant, la photo de la personne intervenue sous ce nom dans le rapport de fin d'intervention de l'équipement n'est pas lisible ; elle ne permet pas de s'assurer de l'identité de l'opérateur par comparaison avec la photo disponible sur le site de la COFREND. Les inspecteurs ont aussi vérifié l'accréditation d'un deuxième intervenant en charge de l'examen télévisuel du revêtement interne au droit de l'interface eau/vapeur à puissance nominale de ce pressuriseur. Ils ont constaté que le rapport de fin d'intervention ne contient pas la copie de sa carte professionnelle. Le site de la COFREND indique que cette personne dispose d'une accréditation depuis le 22 février 2018. Cependant, l'intervention opérée sur le pressuriseur de la tranche 2 date de 2016. Il n'existe donc pas de mode de preuve permettant de s'assurer de l'accréditation de cet intervenant en 2016. Demande A5 : afin de vous prémunir contre le risque de fraude, je vous demande de veiller à ce que les photographies des intervenants en charge d'examens non destructifs sur le CPPCSP, disponibles dans les rapports de fin d'intervention, soient suffisamment lisibles.
Je vous demande de veiller par ailleurs à disposer dans vos dossiers d'intervention sur le CPPCSP d'une copie des cartes professionnelles des opérateurs intervenant pour réaliser des examens non destructifs.
## Suites Données À L'Inspection De 2017 Sur Le Même Thème
Les inspecteurs ont contrôlé le respect des engagements pris en 2017 dans votre réponse à la lettre de suite de l'ASN consécutive à l'inspection de votre site sur le même thème [8]. En réponse à la demande A3 en rapport avec les moyens incendie mis en œuvre dans le local de conservation des films radiographiques, vous avez indiqué que « l'ensemble des extincteurs présents sur la zone a changé : les extincteurs à eau pulvérisée ont été retirés pour être remplacés par des extincteurs à poudre de type ABC. Cette action a donc pour incidence de faire modifier la Fiche d'Action Incendie (FAI) de la zone pour y mettre le bon type d'extincteur et préciser dessus que l'emploi d'eau comme agent d'extinction est à proscrire sur ces locaux de stockage. La note [D5170/SCR/NGE/06.011] sera mise à jour pour y faire figurer ces éléments. Enfin, la plan ETARE (plan d'établissement répertorié) du SDIS37 sera amendé lors de sa prochaine mise à jour afin d'y faire figurer cette restriction ».
Les inspecteurs ont constaté que vous n'aviez entamé aucune action permettant de mettre en œuvre les deux derniers engagements. Demande A6 : je vous demande de mettre en œuvre dans les meilleurs délais les actions que vous avez retenues en réponse à la demande A3 de l'inspection du 26 octobre 2017 quant à la mise à jour de la note D5170/SCR/NGE/06.011 relative aux moyens d'extinction en cas d'incendie dans le local de stockage des films radiographiques et au plan ETARE du site.
Vous veillerez par ailleurs à ce que toutes les actions correctives retenues dans vos courriers de réponse aux inspections de l'ASN, qu'elles soient explicitement portées dans un encadré type d'actions de progrès ou dans le texte de votre réponse, conduisent à la mise en œuvre effective d'actions de votre part. Vous m'informerez de la mise à jour des deux documents cités.
## B. Demandes De Compléments D'Information Fiche D'Amendement N° 1 Du Pbmp 900-Am 450-03 Ind. 5
Les inspecteurs notent que le PBMP 900-AM 450-03 Ind. 5 relatif à la maintenance des tuyauteries des CSP a fait l'objet d'une fiche d'amendement (FA1) en août 2018 [5] d'après votre liste nationale des programmes de maintenance ; or cette fiche ne figure pas dans votre recueil local [4] publié environ 4 mois plus tard. Elle a pour objet de pérenniser la DT343 pour la partie CSP des tuyauteries de purge VVP (du piquage au premier organe d'isolement) et corrige des coquilles dans le PBMP associé. Demande B1 : je vous demande de justifier l'absence de la FA1 au PBMP 900-AM 450-03 Ind. 5 dans votre Recueil Local de Maintenance Préventive et de Surveillance (RLMPS) des EIP [4].
## Autorisation Codep-Ols-2018-016736 Du 06 Avril 2018
Les inspecteurs ont contrôlé la mise en œuvre des réserves de l'ASN formulées lors de l'instruction de la demande du CNPE de Chinon « *Mise en place de la modification PTCH704* » du 08 février 2018 [7], autorisée par la décision CODEP-OLS-2018-016736 du 06 avril 2018. Cette demande concerne la création d'un plancher mécano-soudé amovible autour du pressuriseur de la tranche 4. Les inspecteurs ont noté que :
- les permis de feu requis lors des travaux réalisés lors de l'arrêt de 2018 ont été correctement établis ;
- le jeu minimum au montage entre le plancher mécano-soudé amovible et le calorifugeage du pressuriseur prévu au dossier a été respecté (à savoir un jeu supérieur à 10 cm conformément au §4.1 de la note de calcul associée au dossier qui vise à démontrer que les déplacements horizontaux de ce plancher en cas de séisme ne dépassent pas la valeur de 4 cm).
Les inspecteurs constatent que le caillebotis a été découpé autour des petites tuyauteries de 10 à 20 mm de diamètre qui le traversent de façon à disposer d'un jeu de l'ordre de 10 à 15 mm « comme sur le plancher amovible précédent ». Cet élément technique, qui avait été précisé en réponse à la demande *ASN 3* dans un mail adressé à l'ASN le 29 mars 2019, interpelle. Il est rappelé en effet que :
- le §2.8 de la note d'analyse du cadre réglementaire (NACR) associée au dossier de l'exploitant relatif aux principes de conception de ce plancher précise que, dans le cadre de la démarche séisme évènement, l'extension du plancher du pressuriseur est considérée comme agresseur potentiel du pressuriseur et des matériels associés en cas de séisme et que, « *pour limiter le risque séisme évènement,* ces extensions sont dimensionnées au séisme SMS VD3 comme préconisé par le SEPTEN dans sa fiche de communication réf. D305917001016 du 23/01/2017 » ;
- le plancher amovible autour du pressuriseur est posé et déposé lors des arrêts de tranche où la maintenance des soupapes SEBIM est à réaliser (cf §2.8 de la NACR).
En cohérence avec la NACR du dossier, c'est un jeu de plus de 4 cm qu'il aurait donc fallu établir entre le caillebotis et les tuyauteries EIP qui le traversent. Demande B2 : je vous demande de justifier le jeu mis en œuvre autour des tuyauteries EIP qui traversent le plancher amovible desservant le pressuriseur de la tranche 4 en arrêt, sur la base des principes de conception déclinés dans la NACR de la demande d'autorisation PTCH704 du 08 février 2018 [7], des préconisations de la note D305917001016 du 23 janvier 2017, et en cohérence avec les résultats de calcul présentés dans ce dossier.
## 7 Démonstration De Sûreté En Cas De Rupture Guillotine Doublement Débattue De Plusieurs Tubes Ric En Fond De Cuve
Le rapport de sûreté des réacteurs du CNPE considère comme exclu le scénario de brèche en fond de cuve.
Suite à l'apparition d'une corrosion externe sur les tubes RIC implantés en fond de cuve, l'ASN a demandé à EDF de démontrer l'absence de fusion du cœur en cas de rupture guillotine doublement débattue de ces tubes.
Pour répondre à cette demande, EDF a produit la note [9] qui est un calcul de thermohydraulique réalisé avec le code Cathare pour les réacteurs de type CPY parité MOX. Cette note conclut que la taille de brèche interface qui permet d'éviter le découvrement du cœur correspond à une brèche de 61 mm de diamètre (soit 2,4 pouces) lorsqu'on prend des hypothèses réalistes, 2 files d'IS disponibles et aucun aggravant. Avec les données géométriques des tubes les plus pénalisantes présentées dans le rapport de sûreté, cette taille de brèche correspond au sectionnement de 34 tubes sans doigts de gant sur les 50 tubes RIC, normalement équipés d'un doigt de gant. Les inspecteurs vous ont demandé la note chapeau à vos DTE des tubes RIC, destinée à prendre en compte la présence ou non des doigts de gants dans les tubes RIC qui équipent vos réacteurs, et qui vous permet de vérifier la démonstration de sûreté ci-dessus.
Vous avez répondu ne pas disposer de ce document pour la raison qu'il y aurait de très grosses marges de sûreté. Les inspecteurs notent que votre FSI 18.2.4.0851/A rev. 0 relative au suivi des indications sur les tubes RIC de la tranche 2, mis à jour pour la VP 32, note pareillement, en rapport avec [9], que « ce résultat présente une importante marge ». Cependant, les études de dimensionnement du rapport de sûreté (RDS) prennent en effet en compte des hypothèses plus enveloppes que celles qui ont été adoptées dans [9] pour les scénarios de brèche dans le circuit primaire. Ces hypothèses conduisent ainsi à identifier qu'une brèche de plus de 1 pouce en branche chaude (BC) ou froide (BF) conduit au découvrement du cœur. Or une brèche en fond de cuve est plus pénalisante qu'une brèche en BF ou BC. Même en adoptant comme référence une brèche de 1 pouce, la rupture guillotine doublement débattue de 6 tubes RIC sans doigt de gant suffit à atteindre le découvrement du cœur avec les hypothèses du RDS. Il ne semble donc pas superfétatoire de réaliser la démonstration requise pour les réacteurs du CNPE. Demande B3 : je vous demande de me transmettre la note chapeau aux DTE RIC de chacune de vos 4 tranches permettant d'asseoir la démonstration de sûreté locale en cas de rupture guillotine de tubes RIC, sur la base de la note D305915002021 du 28 juin 2017, en prenant en compte la géométrie locale des tubes et doigts de gant ainsi que le nombre de doigts de gant manquants, le cas échéant.
## C. Observations C1 : Caractérisation De L'Utilisation D'Examens Non Destructifs Expérimentaux
L'article 8 de [3] dispose que « les procédés d'essai non destructif employés dans le cadre des visites prévues aux articles 14 et 15 ci-après sur les appareils font l'objet, préalablement à leur utilisation, d'une qualification prononcée par une entité choisie par l'exploitant ». Vous utilisez cependant lors de vos visites complètes sur les équipements du CPP-CSP des procédures d'essais non destructifs (END) à titre expérimental. Vous nous avez indiqué que ces procédures, listées dans votre note [7], ne font pas l'objet localement d'une contre-expertise par un procédé qualifié. Elles sont testées préalablement en laboratoire et c'est principalement leur aspect opérationnel sur le terrain qui présente un caractère d'expérimentation.
Pour ces procédés non qualifiés, la lettre de position générique des arrêts de réacteur de la campagne d'arrêts de 2018 de l'ASN demandait au §1.1.1 de « préciser dans les dossiers de bilan des travaux si ces procédures ont été employées à titre exploratoire, en mode non générique ou si elles étaient en cours de qualification ». Cette demande est reconduite dans la lettre de position générique de 2019. Les inspecteurs n'ont pas identifié ces indications dans les bilans des travaux des arrêts qu'ils ont examinés, à savoir pour les arrêts des tranches 2 et 4 de 2018.
## C2 : Programme De Maintenance Applicable Pour L'Enveloppe Des Faisceaux Des Gv
Votre RLMPS des EIP [4] présente l'ensemble des documents nationaux applicables sur le site, à savoir la liste des documents nationaux dits PBMP, ainsi que les documents nationaux dits de «
Stratégies de maintenance ».
Ce document [4] prévoit de mettre en œuvre le PB-TPAL-AM-443-05 Ind. 3 [6] pour la maintenance préventive de l'enveloppe du faisceau des générateurs de vapeur (GV) des tranches 3 et 4 qui sont de type 51B (famille C) au titre du §4.3 de [6]. Les inspecteurs notent que c'est le même programme de maintenance qui s'applique pour les GV des tranches 1 et 2 qui sont de type 55/19 B. Les activités de maintenance sont cependant réduites tant que ces GV n'entrent pas dans la famille A de ce programme, à savoir lorsqu'un bloc support de GV s'avère dégradé sur une tranche.
## C3. Traçabilité Des Conclusions Apportées Aux Points Soulevés Dans Les Dossiers De Suivi D'Intervention
Lors de l'arrêt pour visite partielle de 2018 sur la tranche n° 2, vous avez été amené à changer 4 couples de gougeons-écrous participant à la fermeture du trou d'homme secondaire (THS) du GV n° 1. Les inspecteurs ont relevé que, dans le dossier d'intervention du desserrage du couvercle de ce THS,
les intervenants avaient noté qu'un écrou du presse-joint était défectueux, alors que dans le dossier de l'intervention relative au resserrage de ce couvercle, ce même écrou a été remonté sans que le dossier ne se positionne quant au maintien des performances requises de cet écrou. Vous avez expliqué que cet écrou étant jugé conforme, il a été remonté. L'intervention de fermeture du trou d'homme secondaire est tracée conforme dans votre logiciel SYGMA. Il conviendrait que les dossiers d'intervention disposent toujours de la rigueur nécessaire permettant de conclure sur la qualité finale des interventions sur le CPP-CSP.
## C4. Tenue À Jour Des Plans Du Cpp-Csp
Les inspecteurs ont bien noté l'intérêt apporté par la gestion nationale des dossiers « paliers » des réacteurs, mais il ne doit pas faire obstacle à la tenue à jour des plans locaux du CPP-CSP. Vous nous avez indiqué que l'ancienneté des plans « paliers », disponibles majoritairement sous forme papier et désormais scannés dans votre base locale (GEE), constitue un obstacle technique à ces mises à jour. Une version informatique de ces plans pourrait cependant faire l'objet d'une action nationale dans le cadre des VD4. En tout état de cause, les modifications nationales (PNPP) devraient a minima permettre aux sites de disposer des versions informatiques des plans modifiés et les prestations de travaux inclure obligatoirement une mise à jour des plans des équipements locaux après travaux.
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 Signée par : Christian RON |
INSSN-CAE-2019-0158 | DIVISION DE CAEN
A Caen, le 2 mai 2019 N/Réf. : CODEP-CAE-2019-020475 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 Orano Cycle, site de la Hague Inspection n° INSSN-CAE-2019-0158 du 2 avril 2019 Gestion des sources radioactives (site) Réf. : - Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
- Code de l'environnement, notamment ses articles L. 592-19 et suivants. - Code de la santé publique, notamment ses articles L. 1333-29 et R. 1333-166. - Code du travail, notamment le livre IV de la quatrième partie.
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 2 avril 2019 à l'établissement ORANO Cycle 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 du 2 avril 2019 a concerné la gestion des sources radioactives sur le site de la Hague. Les inspecteurs ont examiné l'avancement de la reprise des sources radioactives et la gestion des sources radioactives au sein de l'établissement et de façon opérationnelle au sein du bâtiment 148. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour la gestion des sources radioactives apparaît perfectible. L'exploitant devra notamment veiller à la réalisation de l'exhaustivité des vérifications réglementaires, améliorer le suivi des non-conformités relevées lors de ces vérifications, et homogénéiser sa gestion des mouvements de sources. Cependant, les inspecteurs ont pu constater l'avancée significative faite par le site concernant la reprise des sources radioactives usagées ou inutilisées.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Localisation Des Sources De Rayonnements Ionisants
Conformément l'article R. 1333-158 du Code de la Santé Publique1*, « Tout détenteur de sources radioactives, accélérateurs* ou appareils électriques émettant des rayonnements ionisants soumis à l'un des régimes mentionnés à l'article L. 1333-8 ou L. 1333-9 dispose d'un inventaire des sources radioactives, accélérateurs ou appareils électriques émettant des rayonnements ionisants qu'il détient permettant de justifier en permanence de leur origine et de leur localisation »
Conformément à la décision n°2010-DC-0175 de l'Autorité de sûreté nucléaire2, les contrôles techniques internes et externes des sources scellées et des sources non scellées comprennent le contrôle du registre des mouvements des sources.
Les sources de rayonnements ionisants du site sont gérées à l'aide du logiciel SORA. Ce logiciel permet de savoir, pour chaque source (source scellée, source non scellée, appareil électrique émetteur de rayonnement…), ses caractéristiques, son lieu de stockage, les dates des contrôles internes et externes réalisés… Les mouvements de sources sont également renseignés dans le logiciel.
Dans votre procédure 2003-13710 « Gestion des sources de rayonnements ionisants »3, en annexe, sont indiquées les consignes de sécurité à apposer sur les lieux de stockage des sources radioactives. Dans ces consignes, les utilisateurs peuvent lire la phrase suivante : « Renseigner le document de mouvement des sources ». Cette consigne est bien en accord avec la réglementation. Dans cette même procédure, vous précisez par contre que, lorsqu'une source est utilisée dans la pièce où se situe son lieu de stockage et est remise en place après chaque utilisation, le registre de mouvement n'est pas obligatoire. Cette pratique n'est pas en accord avec la réglementation. L'exploitant a précisé aux inspecteurs qu'en cas de sortie d'une source en dehors de ce lieu de stockage, le mouvement de la source devrait être renseigné dans le logiciel SORA. Lors de la visite du bâtiment 148, les coffres de stockage des salles 104, 109 et 206 ont été inspectés. Les sources présentes dans les coffres des salles 104 et 206 ont vocation à n'être utilisées que dans les salles où se situe le coffre de stockage. Il n'existe pas de registre de mouvement de sources pour ces deux coffres, alors que les consignes de sécurité apposées mentionnent de renseigner ce registre. Il existe donc une incohérence entre votre pratique et l'affichage et, de plus, en cas d'incendie par exemple, la localisation des sources n'est pas connue. Les inspecteurs ont demandé à l'exploitant l'inventaire des sources présentes dans ces coffres. Ce dernier a expliqué que l'inventaire était dans SORA et qu'il n'était pas affiché ou présent à côté des sources. Je vous demande de pouvoir justifier à tout moment de la localisation de vos sources radioactives et de pouvoir répondre aux exigences de la décision 2010-DC-0175. Je vous demande de me décrire les mesures que vous aurez prises en ce sens.
## A.2 Signalisation De La Présence D'Une Source Radioactive
Conformément à l'article R4451-26 du Code du Travail4, « Chaque source de rayonnements ionisants fait l'objet d'une signalisation spécifique et appropriée ».
Dans la pièce 206 du bâtiment 148, les inspecteurs ont pu constater qu'une pancarte indiquant la présence d'une source radioactive avait été placée sur l'appareil de mesure utilisant cette source lors de tests. Cette pratique n'est pas reprise dans les autres salles où des appareils de mesures utilisent des sources radioactives pour leurs tests (salle 104). De plus, dans la pièce 109 du même bâtiment, les inspecteurs ont remarqué la présence d'un matelas de plomb. L'exploitant a précisé que des flacons plus dosants que les autres étaient entreposés derrière ce matelas de plomb. Or, aucune signalétique ne permettait de savoir que des sources de rayonnements ionisants étaient présentes derrière ce matelas.
Je vous demande de signaler de façon appropriée et explicite la présence de chaque source de rayonnements ionisants, quel que soit l'endroit où elle se trouve.
## A.3 Vérification Initiale Des Sources Radioactives
Conformément à l'article R4451-40 du Code du Travail, « I. - Lors de leur mise en service dans l'établissement et à l'issue de toute modification importante susceptible d'affecter la santé et la sécurité des travailleurs, l'employeur procède à une vérification initiale des équipements de travail émettant des rayonnements ionisants, en vue de s'assurer qu'ils sont installés conformément aux spécifications prévues, le cas échéant, par la notice d'instructions du fabricant et qu'ils peuvent être utilisés en sécurité. II. - L'employeur vérifie dans les mêmes conditions l'intégrité des sources radioactives scellées lorsqu'elles ne sont pas intégrées à un équipement de travail. III. - Cette vérification initiale est réalisée par un organisme accrédité. ». Conformément à l'article 7 du décret n°2018-437 du 4 juin 2018 relatif à la protection des travailleurs contre les risques dus aux rayonnements ionisants, les dispositions du décret n°2018-437 entrent en vigueur au 1er juillet 2018, à l'exception de la valeur limite de dose fixée pour le cristallin au 2° de l'article R4451-6 prévu à l'article 1er du décret n°2018-437 qui entre en vigueur le 1er juillet 2023.
Lors de l'examen de l'inventaire des sources radioactives détenues par l'exploitant, les inspecteurs ont pu constater que plusieurs sources radioactives acquises après le 1er juillet 2018 n'avaient pas fait l'objet d'une vérification initiale externe, par un organisme agréé, mais d'une vérification interne. Les inspecteurs ont cependant pu constater que ces nouvelles dispositions réglementaires ont été intégrées à la version 13 de la procédure 2003-13710 « Gestion des sources de rayonnements ionisants » précitée. Ils ont pu constater que cette procédure était appliquée en consultant des « rapports de contrôle technique de radioprotection à la réception d'une source radioactive ou d'un appareil émetteur de rayonnements ionisants » datant du 30 octobre 2018 où les contrôles à réception des sources radioactives avaient été réalisés par un organisme agréé. Je vous demande d'identifier l'ensemble des sources radioactives réceptionnées après le 1er juillet 2018 et n'ayant pas fait l'objet d'une vérification initiale par un organisme agréé. Pour les sources n'ayant pas été utilisées, je vous demande de faire réaliser une vérification initiale par un organisme agréé avant toute première utilisation. Pour les autres sources radioactives, je vous demande de procéder, dans les meilleurs délais, à une vérification initiale par un organisme agréé. Je vous demande de me faire parvenir la liste de ces sources radioactives, en précisant si elles ont été utilisées ou non ainsi que la date des vérifications initiales que vous allez mettre en œuvre.
## A.4 Contrôles Techniques Internes
Conformément à l'annexe 1 de la décision n°2010-DC-0175 de l'Autorité de sûreté nucléaire précitée, les contrôles techniques d'ambiance des sources non scellées comprennent le contrôle de la non contamination radioactive des locaux et des surfaces de travail (paillasses, sols…) ainsi que des matériels utilisés dans les installations où sont manipulées des sources radioactives non scellées. Ces contrôles doivent être faits à l'aide de détecteurs adaptés aux rayonnements en cause, complétés, le cas échéant, par des prélèvements sur frottis. Lors de l'examen des contrôles techniques internes d'ambiance réalisés dans la salle « moyenne activité »
où sont présentes des paillasses dans le bâtiment 148, les inspecteurs ont constaté que seule une paillasse faisait l'objet d'un tel contrôle de non contamination surfacique. L'exploitant a cependant précisé aux inspecteurs que des sources radioactives non scellées sont susceptibles d'être manipulées sur toutes les paillasses de la salle.
En examinant la procédure 2003-13919 intitulée « Programme de surveillance radiologique du bâtiment 148 »5 et la fiche de contrôle interne mensuel, il apparaît difficile de vérifier la cohérence de ces deux documents quant aux contrôles à réaliser (les intitulés ne sont pas explicitement les mêmes). De plus, dans la procédure 2003-13919 précitée, il est également difficile de vérifier que l'ensemble des contrôles techniques mentionnés soit exhaustif. En effet, seule une paillasse est mentionnée (« paillasse laverie MA ») et pour les frottis FSMA 01 à 07 et FSFA 01, les salles 104, 105, 106, 109, 124, 026 et 206 sont citées avec pour désignation « Zone de stockage et d'utilisation de sources non scellées ». Or il existe plusieurs zones d'utilisation de sources non scellées dans le laboratoire. Je vous demande de veiller à la réalisation de l'exhaustivité des contrôles techniques, internes et externes, conformément à la décision 2010-DC-0175 précitée. Je vous demande de modifier en ce sens le programme de surveillance radiologique du bâtiment 148 ainsi que les fiches de résultats des contrôles internes. Je vous demande de me préciser les mesures que vous aurez prises.
## A.5 Registre De Mouvement Des Sources
Conformément à l'annexe 1 de la décision n°2010-DC-0175 de l'Autorité de sûreté nucléaire, les contrôles techniques internet et externe des sources scellées et des sources non scellées comprend le contrôle du registre des mouvements des sources. Lors de l'examen du registre de mouvement des sources du coffre présent dans le local 109, les inspecteurs ont pu constater que les 4 et 8 janvier 2018, trois sources n'ont pas été indiquées comme remises dans le coffre : source n°H15007 (Strontium) et n°H15005 (Plutonium) pour le 4 janvier et source n° H15006 (Strontium) pour le 8 janvier. L'exploitant a affirmé que ces sources avaient bien réintégrées dans le coffre de stockage. Je vous demande de veiller au bon renseignement du registre de mouvement des sources, ainsi qu'à la réalisation du contrôle technique le concernant. Je vous demande d'indiquer les mesures que vous aurez prises en ce sens.
## A.6 Contrôle Du Personnel Et Du Matériel En Sortie De Zone Surveillée Ou Contrôlée
Conformément à l'article 26 de l'arrêté Arrêté du 15 mai 20066 dit arrêté zonage, « lorsqu'il y a un risque de contamination, les zones contrôlées et surveillées sont équipées d'appareils de contrôle radiologique du personnel et des objets à la sortie de ces zones ; ces appareils, et notamment leur seuil de mesure, sont adaptés aux caractéristiques des radionucléides présents.
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. » Lors de la sortie de la zone contrôlée du laboratoire MA du bâtiment 128, les inspecteurs ont pu constater que des appareils de contrôles radiologiques du personnel étaient bien présents. Il s'agissait d'un contrôleur main-pied et d'un contrôle de contamination alpha/béta (CV28). Cependant, aucun affichage relatif au contrôle du personnel et des petits objets n'était présent au point de contrôle.
Je vous demande d'afficher les procédures applicables pour l'utilisation des appareils et les dispositions à prendre en cas de contamination. Je vous demande de vous assurer que les petits objets fassent également l'objet d'un contrôle de radioprotection en sortie de zone. Je vous demande de me transmettre cet affichage et les mesures que vous aurez mises en œuvre.
## A.7 Non-Conformité Lors Des Contrôles Techniques De Radioprotection
Conformément à l'article 2.6.3 de l'arrêté du 7 février 20127*, « 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. »* Lorsque des non-conformités sont relevées par les vérifications initiales ou périodiques faites par un organisme agréé, l'intervenant extérieur en informe l'exploitant verbalement. Une fiche de nonconformité peut être adressée à l'organisme agréé par l'exploitant mais la non-conformité n'est pas suivie en interne par l'exploitant via son outil IDHALL ou une Fiche de Constat Radiologique (FCR). L'exploitant n'a donc aucun moyen de suivre l'avancement des actions correctives à mettre en œuvre. Le prestataire cependant indique à l'exploitant lorsque sa fiche de non-conformité est soldée. Je vous demande de mettre en œuvre un suivi des non-conformités relevées lors des vérifications initiales ou périodiques réalisées par un organisme agréé. Je vous demande de me décrire les dispositions que vous aurez prises en ce sens.
## A.8 Dépassement De Délai Pour La Réalisation D'Une Vérification Initiale
Conformément à la décision n°2010-DC-0175 précitée, le contrôle technique externe de radioprotection des sources est annuel. Conformément à l'article 2.6.3 de l'arrêté du 7 février 2012 précité, « 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. […]*
II. ― L'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement.
III. ― Le traitement d'un écart constitue une activité importante pour la protection.»
Lors de l'examen par sondage des dysfonctionnements et des écarts relatifs à la gestion des sources radioactives, les inspecteurs ont examiné la fiche de constat de prestation de contrôle n°2018/36 datant du 19/10/2018. Cette fiche de constat porte sur le non-contrôle de trois sources radioactives présentes dans trois cellules différentes (8188, 8198 et 8218) à cause d'une panne d'éclairage. Le précédent contrôle technique externe pour ces trois sources datait du 27/09/2017. Le prestataire a voulu faire le contrôle les 04/10/2018, 05/10/2018 et 19/10/2018, date de l'émission de la fiche de constat. Au final, le prestataire a pu faire le contrôle de ces trois sources le 29/03/2019. Cependant, le délai réglementaire de réalisation de ces contrôles techniques de radioprotection était dépassé dès la première intervention de l'organisme agréé.
L'exploitant a indiqué ne pas avoir ouvert de Fiche de Constat Radiologique (FCR), ni de sujet IDHALL. Aucune caractérisation de cet écart n'a été faite en interne, contrairement aux procédures en vigueur. Je vous demande d'analyser cet écart réglementaire, de statuer sur sa caractérisation et de justifier son traitement.
Je vous demande d'identifier toutes les situations similaires afin d'analyser le caractère récurrent éventuel de cette situation et de mettre en place une organisation robuste permettant d'identifier d'éventuels risques de dépassements des délais réglementaires. Je vous demande de me faire parvenir les conclusions de vos analyses, ainsi que le plan d'actions mis en œuvre, et de me décrire les dispositions prises pour éviter qu'une telle situation ne se reproduise.
Je vous demande enfin d'examiner l'opportunité de déclarer un événement significatif, le cas échéant au titre du critère 10 des critères radioprotection du Guide de l'Autorité de sûreté nucléaire du 21 octobre 2005 modifié8 **pour cet écart réglementaire et de me faire part de vos**
conclusions.
## A.9 Suivi Des Écarts
Lors de l'examen par sondage des écarts survenus en 2018, les inspecteurs ont examiné l'écart entré dans votre logiciel IDHALL sous le numéro 22142. Cette fiche IDHALL fait suite à la Fiche de Constat Radiologique (FCR) 18/07. Il s'agit de la découverte d'une contamination sur un support de source de 14C lors d'un contrôle interne. La source a été finalement détectée fuyarde. Dans le suivi IDHALL, il était indiqué qu'une procédure de renvoi devait être mise en place au plus tard au 31 mars 2019 or l'avancement de cette action corrective était à 0% le jour de l'inspection. L'exploitant a indiqué que la reprise de cette source était cependant initiée. Je vous demande de vérifier que l'action corrective a bien été initiée et de veiller au bon renseignement de l'état d'avancement des actions correctives dans votre logiciel de suivi. Je vous demande de me confirmer la reprise de cette source radioactive.
## A.10 Contrôles Techniques Internes De Radioprotection
Conformément à l'article 4 de la décision n°2010-DC-0175 de l'Autorité de sûreté nucléaire précitée, 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.
Dans la procédure 2004-15074 précitée appelée dans la fiche de contrôle, il est indiqué que « toutes les actions de contrôle doivent être mentionnées dans le Cahier de Quart ». Or les actions de contrôles des mois de février et de janvier 2019 n'étaient pas indiquées dans le cahier de quart.
Je vous demande de veiller au respect de vos procédures internes.
## B Compléments D'Information B.1 Contrôles Techniques Internes De Radioprotection
Conformément à l'article 4 de la décision n°2010-DC-0175 de l'Autorité de sûreté nucléaire précitée, 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. Les fiches de contrôle technique interne mensuel des sources non scellées du bâtiment 148 récapitulent les résultats des mesures. Elles font référence aux procédures 2004-15074 (« Contrôles de l'ambiance radiologique »)9 et 2003-13918 («Aide - Guide de renseignement des fiches de constat et des fiches de constat radiologiques émises par DSSEP/PSR »)10. Elles ne font pas référence au programme de surveillance radiologique du bâtiment 148. Ces fiches comprennent un tableau pour les contrôles de contamination surfacique, un tableau pour les mesures de débit d'équivalent de dose gamma, un tableau concernant les appareils de mesures utilisés, un emplacement pour le visa du technicien radioprotection et un autre pour la date de validation du contrôle. L'exploitant a précisé que la validation était faite par le chef d'installation. Lors de l'examen par sondage des contrôles techniques internes mensuels des sources non scellées du bâtiment 148, les inspecteurs ont pu constater que certaines fiches de résultats étaient imprimées et signées par le technicien radioprotection et le chef d'installation sans que la date du contrôle ne soit renseignée, que d'autres fiches n'étaient pas signées par le chef d'installation et que certaines fiches n'étaient pas éditées. De plus, concernant les appareils de mesures utilisés, la date de leur dernière vérification d'étalonnage (ou la date de la prochaine vérification) n'est pas indiquée. Je vous demande de m'expliquer le fait que certains fiches de résultats étaient signées et validées alors que d'autres ne l'étaient pas et de formaliser une procédure concernant la validation de ces résultats.
## B.2 Entreposage Des Sources Radioactives
Lors de l'examen du coffre de la salle 206 du bâtiment 148, les inspecteurs ont pu constater la présence de boîtes de stockage vides, sur lesquelles les caractéristiques d'une source étaient indiquées. L'exploitant a expliqué que ces sources étaient actuellement utilisées dans un des appareils de mesures de la salle et que la boîte vide était alors remise dans le coffre. Je vous demande de mettre en place une organisation dans les coffres permettant de bien distinguer les boîtes contenant effectivement des sources radioactives de celles qui sont vides.
## B.3 Registre De Mouvement Des Sources
Lors de l'examen du coffre de la salle 206 du bâtiment 148, les inspecteurs ont pu constater que le registre de mouvement de sources affiché était bien renseigné. Les inspecteurs ont remarqué cependant que la signature du Gestionnaire de Source Unité (GSU) n'était pas mise dans la colonne « Chef d'installation ou son représentant » alors que le GSU a la délégation de signature du chef d'installation. En effet, le GSU avait signé dans la case « Visa utilisateur ».
Je vous demande de veiller à ce que le GSU soit bien identifié comme le représentant du chef d'installation et donc que sa signature soit mise dans la bonne colonne.
## B.4 Vérification Initiale Des Sources Radioactives À Réception
L'exploitant a indiqué aux inspecteurs que la nouvelle réglementation en vigueur en matière de contrôle initial à réception des sources (décret n°2018-434 précité) avait été mise en œuvre à partir de fin octobre.
Le document permettant de tracer le contrôle à réception des sources a d'ailleurs été mis à jour. Par sondage, les inspecteurs ont examiné le rapport de contrôle technique de radioprotection à la réception de plusieurs sources radioactives. Les inspecteurs ont constaté que le visa du contrôleur agréé n'était pas complet. En effet, seuls les nom et prénom du contrôleur (parfois même juste le nom), la date et la signature sont indiqués. Le nom de l'entreprise et son caractère d'organisme agréé n'apparaissent pas. De plus, concernant la source H18500, les inspecteurs ont examiné le rapport de vérification initiale externe datant du 23/01/2019. Or, dans le logiciel SORA, cette source radioactive a été réceptionnée le 28/02/2018. En vérifiant le numéro de la source, il s'avère que le contrôleur a fait une erreur quant au numéro d'identification interne Orano de la source (numéro sous la forme HXXXXX) mais pas quant à celui de la source indiqué sur le bordereau de réception. Je vous demande de veiller à l'exhaustivité et à l'exactitude des informations mentionnées sur les rapports émis par un organisme agréé. Vous veillerez notamment à ce que le contrôleur ainsi que l'organisme agréé puissent être facilement identifiés.
## B.5 Vérification Par Sondage Des Rapports De Contrôles Techniques De Radioprotection Réalisés Par Des Prestataires 9
L'exploitant a indiqué aux inspecteurs que les contrôleurs renseignent le logiciel SORA dès la fin du contrôle. Le rapport peut être transmis ultérieurement. Une vérification par sondage de la cohérence entre les résultats mentionnés dans le rapport et les résultats renseignés dans le logiciel SORA est faite par le gestionnaire de source établissement ou son équipe. Cependant, ces vérifications par sondage ne sont pas formalisées, ni tracées.
Je vous demande de réfléchir à la pertinence de formaliser et de tracer les vérifications par sondage que vous réalisez sur les rapports des organismes agréés. Je vous demande de me transmettre vos conclusions.
## B.6 Reprise Des Sources Radioactives Périmées Et/Ou Inutilisées De L'Établissement
Un point a été fait sur la reprise des sources radioactives du site. Les inspecteurs ont pu constater que l'organisation mise en place pour le suivi de la reprise de sources radioactives a été significativement améliorée. Lors de cette inspection, les engagements pris par l'exploitant lors de l'inspection n°INSSNCAE-2018-0094 du 13/02/2018 concernant la reprise des sources radioactives ont été examinés. Tous les engagements sur le sujet ont été soldés et de nombreuses actions ont été initiées par l'exploitant. Concernant les sources d'uranium 238, dont la reprise nécessite l'achat de nouvelles sources de remplacement, l'exploitant a indiqué que les achats, et donc les reprises, seront échelonnés sur quatre ans. Je vous demande de vous engager sur les délais annoncés concernant la reprise des sources radioactives d'uranium 238. Je vous demande de vous engager à me faire parvenir un point semestriel sur l'avancement du projet de reprise des sources radioactives, en indiquant les sources radioactives effectivement reprises et celles dont le dossier de reprise est en cours d'instruction.
## B.7 Nouvelle Organisation Concernant La Gestion Des Sources Radioactive
L'exploitant a présenté la nouvelle organisation qu'il souhaitait mettre en place concernant le pôle expertise et performance, qui aura notamment en charge la gestion des sources radioactives. Cette organisation est en cours de finalisation. Je vous demande de me faire parvenir la description de cette nouvelle organisation dès qu'elle sera finalisée.
## B.8 Sortie Du Laboratoire « Moyenne Activité »
Les inspecteurs ont pu constater, à proximité de la paillasse dite n°1, la présence d'une porte. Cette porte n'est pas verrouillée et une personne pourrait sortir par cette porte sans se contrôler. L'exploitant a précisé que le personnel ne sortait jamais par cette porte. Je vous demande de veiller à ce qu'aucune personne ne puisse sortir par cette porte et de ce fait sortir de la zone contrôlée sans réaliser les contrôles de non contamination.
## C Observations C.1 Transmission Des Rapports De Vérification Initiale Par Des Organismes Agréés
L'exploitant nous a fait part des délais parfois longs pour la transmission des rapports de contrôle par les organismes agréés. Je vous rappelle que l'article R. 1333-173 du code de la Santé Publique précise que :
« - I. - Le responsable de l'activité nucléaire est informé dès la fin de l'intervention de l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire ou de l'organisme agréé des principaux résultats des vérifications réalisées. Ces vérifications font également l'objet de rapports écrits, mentionnant la date, leur nature et leurs résultats, les noms et qualités des personnes les ayant effectuées. II. - Les rapports sont transmis, dans un délai n'excédant pas deux mois, au responsable de l'activité nucléaire qui les conserve pendant dix ans. Ils sont tenus à la disposition des agents de contrôle de l'inspection du travail mentionnés à l'article L. 8112-1 du code du travail et des inspecteurs de la radioprotection mentionnés à l'article L. 1333-29 du code de la santé publique. »
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.
## Pour Le Chef De Division Et Par Intérim, L'Adjoint Au Chef De Division,
Signé par Laurent PALIX |
INSSN-OLS-2019-0666 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-019104 Orléans, le 23 avril 2019 Monsieur le Directeur du Centre nucléaire de Production d'Electricité de BELLEVILLE-SUR-LOIRE BP 11 18240 LERE
Objet : Contrôle des transports de substances radioactives CNPE de Belleville - INB n° 127 & 128 Inspection n° INSSN-OLS-2019-0666 du 10 avril 2019
« Transport interne »
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 transports de substances radioactives, une inspection a eu lieu le 10 avril 2019 au CNPE de Belleville-sur-Loire sur le thème « Transport interne ». 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 transports internes de matières dangereuses. Les inspecteurs ont effectué un contrôle par sondage de la documentation applicable sur le CNPE, des dossiers de suivi des emballages et des transports. Ils se sont également intéressés à la surveillance des prestataires et aux instructions en cas d'incident. Ils ont visité la tour DMK (bâtiment d'embranchement avec le réseau ferré), l'aire d'entreposage AOC 2010 et le bâtiment d'ultime contrôle avant d'assister à l'arrivée d'un transport de classe 2.
Au vu de cet examen, il apparait que l'organisation actuellement en vigueur sur le site, ne permet pas au CNPE de Belleville-sur-Loire de respecter son référentiel, approuvé par l'ASN, en ce qui concerne les transports internes. C'est l'objet de la première demande d'action corrective de ce courrier qui doit faire l'objet d'une action prioritaire de votre part pour retrouver rapidement une situation conforme à la réglementation. D'autres points à corriger ont également été identifiés, concernant principalement la documentation, la surveillance des prestataires et l'arrimage des colis.
## A. Demandes D'Actions Correctives Titre De La Demande Ou D'Un Groupe Thématique De Demandes
Les règles générales d'exploitation (RGE) en matière de transport interne disposent, au paragraphe 10 : « Les transports internes de marchandises dangereuses non radioactives sont effectués dans des emballages qui répondent aux prescriptions de la réglementation des transports des marchandises dangereuses sur la voie publique en vigueur. »
Les inspecteurs ont demandé, par sondage, le mode de preuve de la conformité à l'ADR des emballages 0ZLN018 et 019 BA ; emballages qui faisaient l'objet d'une alerte dans votre liste des emballages utilisés. Les intervenants ont déclaré ne pas être en mesure de présenter ces documents, ne pas savoir où sont situés ces emballages mais qu'ils restent probablement exploités. Cette situation n'a pas fait l'objet d'une identification dans votre référentiel de suivi des écarts. Les inspecteurs ont également demandé les mêmes documents concernant l'emballage 0ZLN416ED. Les intervenants ont présenté une attestation de conformité mais ont indiqué que l'emballage avait été déclaré inapte suite à un endommagement sans pouvoir démontrer que les derniers transports ont été effectués alors que l'emballage était encore conforme. Les RGE transport interne disposent au paragraphe 13 : « *La responsabilité de délivrer les attestations de* conformité des colis relève des propriétaires dans la mesure où l'envoi est conforme aux exigences des documents prescriptifs internes EDF. » Les différents dossiers de transport interne consultés par les inspecteurs ne comportaient pas d'attestations de conformité ou de déclaration de la part de l'expéditeur indiquant que le colis utilisé était conforme à l'ADR. Demande A1 : je vous demande de modifier votre organisation de façon à ce que vos transports internes soient en conformité avec vos règles générales d'exploitation relatives au transport interne, notamment en ce qui concerne la conformité des emballages. Vous me préciserez les actions engagées sur le sujet.
## Consignes Incidentelles Applicables Par Le Conducteur
L'Accord européen relatif au transport international des marchandises Dangereuses par Route (ADR) indique dans son paragraphe 5.4.3.1 : « *En tant qu'aide en situation d'urgence lors d'un accident pouvant survenir* au cours du transport, les consignes écrites sous la forme spécifiée au 5.4.3.4 doivent se trouver à portée de main à l'intérieur de la cabine de l'équipage du véhicule. » Les RGE transport interne disposent au paragraphe 12 : « *L'organisation du site permet la prise en charge des* situations incidentelles et accidentelles ». Vos représentants ont indiqué que le site appliquait l'organisation de crise classique et que les données d'entrées étaient les consignes délivrées au conducteur. Les inspecteurs ont constaté que le conducteur ne disposait de consignes applicables que dans le cas de l'épandage d'un produit liquide dangereux pour l'environnement. Demande A2 : je vous demande de mettre à la disposition des conducteurs les consignes permettant de réagir dans toutes les conditions incidentelles. Vous veillerez par ailleurs à vous assurer que ces consignes sont comprises et appliquées. Vous me rendrez compte des actions engagées en ce sens.
## Mise À Jour Des Documents Applicables Pour Le Transport Interne Sur Le Site De Belleville
L'ADR indique dans son paragraphe 1.4.2.1 : « L'expéditeur de marchandises dangereuses a l'obligation de remettre au transport un envoi conforme aux prescriptions de l'ADR. » Les inspecteurs ont constaté que les responsabilités des différents acteurs, les exemptions prévues par les RGE transport interne et les obligations applicables à tous les transports n'étaient pas explicites dans les documents de déclinaison locaux. Les intervenants présents ont convenu de la nécessité de mettre à jour ces documents. Demande A3 : je vous demande de mettre à jour les documents applicables sur le site de Belleville-sur-Loire de façon à ce que les responsabilités, exigences et exemptions concernant le transport interne soient clairement définies dans votre référentiel.
## Détermination Des Eip Et Aip En Lien Avec Le Transport Interne De Matières Dangereuses.
Les articles 2.5.1 et 2.5.2 de l'arrêté du 7 février 2012 disposent : « L'exploitant identifie les éléments importants pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour. »[…] « L'exploitant identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour. »
Les inspecteurs ont constaté que les colis de transport de matières dangereuses, à l'exception des colis de transport de combustible usé ne sont pas identifiés comme des EIP (éléments importants pour la protection). De même, les opérations de transport interne ne sont pas identifiées comme des AIP (activités importantes pour la protection).
Les emballages et opérations de transport interne sont valorisés dans le rapport définitif de sûreté et participent à la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement. Les emballages sont donc des EIP et les opérations de transport internes des AIP. Demande A4 : je vous demande de mettre à jour vos listes d'EIP et d'AIP et de vous assurer que les exigences réglementaires associées soient respectées.
## Défaillances De L'Organisation Du Site Sur Différentes Thématiques
Les articles 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 dispose que : « I. ― L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer : ― qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application de l'article 2.3.2 ; ― que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ;
― qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1.
Cette surveillance est proportionnée à l'importance, pour la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement, des activités réalisées. Elle est documentée dans les conditions fixées à l'article 2.5.6. Elle est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. » Votre référentiel « Réaliser la surveillance » de référence D5370PCD091 indique : « [L'analyse préalable] focalise la surveillance sur un certain nombre de points prioritaires. […] Le programme de surveillance traduit les exigences de l'analyse préalable et module en conséquence l'intensité de la surveillance à ce qui est nécessaire au regard d'un prestataire responsabilisé sur les résultats et du référentiel spécifique de l'intervention.» Les inspecteurs ont consulté l'analyse préalable 2019 pour la prestation des activités de transport. Vous avez identifié comme un risque important une méconnaissance de votre référentiel de transport interne et indiqué comme parade une sensibilisation de votre prestataire. Cette action d'accompagnement n'est pas une action de surveillance. De plus, dans le programme de surveillance annuel, une seule action de surveillance sur la thématique est programmée en 2019 et sur un seul type de fonction chez vos prestataires. Les RGE transport interne disposent au paragraphe 14.3.1 : « Les colis et leur contenu sont arrimés de façon sûre. Il est réputé satisfaire aux prescriptions du présent paragraphe lorsque la cargaison est arrimée conformément à la norme EN 12195-1 : 2010 ». Lors de l'arrivée du colis de classe 2 observé par les inspecteurs, les bouteilles transportées n'étaient pas arrimées correctement puisqu'elles pouvaient jouer, s'entrechoquer entre elles et heurter le cadre.
Le cadre lui-même était correctement arrimé, mais n'étant pas plein, il ne répondait pas dispositions réglementaires d'utilisation puisque les bouteilles n'étaient fixées par aucun dispositif d'arrimage. Les inspecteurs ont constaté sur l'aire AOC 2010 que certains colis étaient gerbés en étant vides, ce qui est interdit par votre autorisation d'exploitation. De plus, les intervenants n'ont pas été en mesure de présenter les dates de requalification ou l'activité contenue pour 23 des 90 conteneurs présents sur l'aire.
Demande A5 : je vous demande de renforcer votre organisation :
de façon à ce que vos actions de surveillance portent prioritairement sur les activités à enjeux identifiées par vos soins lors de l'analyse préalable à la prestation des activités de transport ;
**pour vous assurer d'un calage conforme de vos colis de transport interne ;**
**de façon à respecter vos autorisations d'exploitation d'aires d'entreposage.**
## B. Demandes De Compléments D'Information Conception Des Colis De Transport Des Matières Radioactives
Les RGE relatives au transport interne de marchandises dangereuses indiquent : « *La conception des colis* TI0 permet d'éviter la dispersion de la matière radioactive. » Les inspecteurs ont constaté que certains colis TI0 n'étaient pas étanches de conception. Vos représentants ont indiqué que cette situation était conforme au guide national d'application des RGE transport interne, et que des colis constitués de sacs en vinyle fermés mais non étanches répondaient également aux prescriptions du national.
Les inspecteurs s'interrogent sur la démonstration de la prévention de la dispersion de la contamination dans ces conditions.
Demande B1 : je vous demande de me fournir les éléments permettant de démontrer que la contamination ne peut être dispersée dans le cas d'un colis de transport de matières nucléaires non étanche.
## Démonstration De La Conformité À La Norme En 12195-1 : 2010 Des Ancrages D'Arrimages
Les RGE transport interne indiquent au paragraphe 14.3.1 : « [L'arrimage] est réputé satisfaire aux prescriptions du présent paragraphe lorsque la cargaison est arrimée conformément à la norme EN 12195-1 : 2010. » Lors de l'inspection, les intervenants n'ont pas été en mesure de fournir le mode preuve du respect de cette norme pour les ancrages des différents véhicules utilisés dans le cadre du transport interne. Demande B2 : je vous demande de me communiquer les éléments permettant de démontrer le respect de la norme EN 12195-1 : 2010 pour les ancrages présents sur les véhicules utilisés pour le transport interne sur le site.
## C. Observations Etat Général De La Tour Gmk
C1 : Les inspecteurs ont visité la tour GMK et tiennent à souligner la nette amélioration de l'état général depuis la dernière inspection. Toutefois les problématiques en termes d'étanchéité et de zonage ne sont pas encore résolues. L'ASN restera vigilante à l'évolution de la situation de ce local.
## Sas Présent Dans Le Bâtiment D'Ultime Contrôle
C2 : Les inspecteurs ont constaté que les conditions d'accès au sas demandent la présence d'un déprimogène lors des opérations de contrôles, le port d'une blouse et prévoient la possibilité d'autres opérations. Les intervenants ont affirmé que seules des opérations de contrôles étaient effectuées et qu'elles ne nécessitaient jamais de déprimogènes. De plus, les blouses sont situées au fond du sas ce qui ne permet pas de s'équiper avant de rentrer. 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 Christian RON
- 6 - |
INSSN-LYO-2019-0445 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 18/04/2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2019-018972 Monsieur le Directeur du CNPE de SaintAlban Saint-Maurice Electricité de France BP 31 38 550 SAINT-MAURICE-L'EXIL
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice (INB nos 119 et 120)
Inspection INSSN-LYO-2019-0445 du 2 avril 2019 Thème : « Maîtrise des risques liés à l'incendie » Référence : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie [3] Courrier de l'ASN référencé CODEP-LYO-2018-021635 du 29 mai 2018 suite à l'inspection INSSN-LYO-2018-0783 du 10 avril 2018
[4] Courrier EDF référencé D5380BCQXBNYSDN18134 du 3 août 2018
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection a eu lieu le 2 avril 2019 sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice sur le thème « Maîtrise des risques liés à l'incendie ».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection menée le 2 avril 2019 sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice portait sur le thème de la maîtrise des risques liés à l'incendie. Les inspecteurs ont examiné l'organisation relative à la gestion de la sectorisation incendie et à la gestion des permis de feu puis, par sondage, la maintenance réalisée sur certains moyens fixes de lutte contre l'incendie. Ils se sont également assurés de la mise en œuvre des exigences particulières aux volumes de feu de sûreté les plus sensibles vis-à-vis de la maîtrise du risque d'incendie. De plus, les inspecteurs se sont rendus dans plusieurs secteurs de feu de sûreté correspondants afin de vérifier que les dispositions de prévention des départs de feu et celles visant à éviter la propagation d'un incendie sont effectivement mises en œuvre. Enfin, ils ont fait procéder à un exercice de mise en situation de départ de feu dans un secteur de feu sensible du bâtiment électrique du réacteur 2.
A l'issue de cette inspection, les inspecteurs considèrent que le pilotage de la maîtrise des risques liés à l'incendie par la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice est globalement satisfaisant. La mise en œuvre d'un plan d'action dédié au renforcement des exigences dans les volumes de feu de sûreté les plus sensibles vis-à-vis de la maîtrise du risque d'incendie est notamment positive. Les inspecteurs ont constaté que l'exploitant a globalement respecté le référentiel applicable en matière d'intervention contre l'incendie lors de l'exercice de mise en situation. Certains écarts relevés lors de l'inspection nécessitent néanmoins la mise en œuvre d'actions correctives.
## A. Demandes D'Actions Correctives Permis De Feu
Les inspecteurs ont examiné les modalités de gestion des permis de feu. La rédaction et la validation des permis de feu est réalisée par le biais d'une application informatique locale. Cette application permet notamment d'identifier automatiquement si un chantier est à fort enjeu incendie en fonction des informations renseignées par le rédacteur. Pour les chantiers à fort enjeu, une analyse de risque spécifique est réalisée et une surveillance accrue est mise en œuvre.
Dans le cadre du plan d'action mis en place afin de renforcer les exigences dans les volumes de feu de sûreté les plus sensibles vis-à-vis de la maîtrise du risque d'incendie, vous avez décidé de considérer tout chantier comprenant des travaux par « point chaud » dans ces volumes comme étant à fort enjeu incendie. Toutefois, ce nouveau critère n'est pas encore intégré dans l'application informatique de gestion des permis de feu. En effet, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que cette application devant être prochainement déployée sur l'ensemble des centrales nucléaires d'EDF, vous ne souhaitez pas, en l'attente, la faire évoluer. Demande A1 : Je vous demande d'intégrer dans l'application informatique de gestion des permis de feu, si nécessaire en lien avec vos services centraux, le caractère à fort enjeu incendie des chantiers comprenant des travaux par « point chaud » réalisés dans les volumes de feu de sûreté les plus sensibles vis-à-vis de la maîtrise du risque d'incendie.
## Prévention Des Risques D'Origine Électrique Ou Électrique Statique
L'article 2.4.4 de l'annexe de la décision en référence [2] prescrit la « *mise à la terre des éléments conducteurs* permanents ou temporaires ».
Les inspecteurs ont constaté, dans un local de batteries, référencé 2 LB0724, que l'extrémité d'un câble de mise à la terre d'un chemin de câbles métallique était disposée au sol sans être raccordée.
## Demande A2 : Je Vous Demande De Traiter Cet Écart. Suivi Des Moyens D'Intervention Et De Lutte Contre L'Incendie
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont examiné le rapport du contrôle des installations fixes d'extinction de type sprinkleurs, implantées dans le bâtiment électrique (BL) du réacteur 2, réalisé en août 2018. La gamme d'intervention locale, référencée GIEL02658 indice 01, est utilisée en support de ce contrôle. L'annexe 2 de cette gamme, intitulée « liste des locaux et sprinkleurs », précise, pour chaque tronçon de tuyauterie équipé de têtes d'aspersion, le local concerné, le nombre de têtes d'aspersion sur le tronçon de tuyauterie et le repère de la vanne d'isolement du tronçon.
Les inspecteurs ont constaté que cette annexe n'est manifestement pas à jour :
- pour le tronçon équipé de 17 têtes dans le local référencé LA0612 du réacteur 2, l'annexe 2 de la gamme indique que la vanne d'isolement est repérée 2 JPD 116 VE alors que, dans son rapport, le contrôleur indique qu'il s'agit en réalité de la vanne repérée 2 JPD 819 VE ;
- l'annexe 2 de la gamme indique que le tronçon situé dans le local référencé LA0613 du réacteur 2 comporte 6 têtes d'aspersion alors que le contrôleur indique dans son rapport que ce tronçon comporte en réalité seulement 5 têtes ;
- le contrôleur indique dans son rapport que le local référencé LB0324 du réacteur 2 n'existe pas alors qu'il est listé dans l'annexe 2 de la gamme ;
- le contrôleur indique dans son rapport avoir contrôlé un tronçon de tuyauterie équipé de plusieurs têtes d'aspersion dans le local référencé LB0827 du réacteur 2 alors que ce local n'est pas listé en annexe 2 de la gamme.
S'agissant de la vanne d'isolement du tronçon de tuyauterie équipé de 17 têtes d'aspersion, situé dans le local référencé LA0612 du réacteur 2, les inspecteurs ont relevé sur les schémas mécaniques de l'installation que la vanne repérée 2 JPD 116 VE mentionnée dans l'annexe 2 de la gamme n'existe pas, tandis que la vanne repérée 2 JPD 819 VE semble effectivement correspondre à la vanne d'isolement de ce tronçon. Demande A3 : Je vous demande de réviser la gamme locale référencée GIEL02658 relative au contrôle des installations fixes d'extinction de type sprinkleurs du bâtiment électrique, avant le prochain contrôle, afin qu'elle soit cohérente avec la réalité des installations. Demande A4 : Je vous demande de vérifier les relevés des derniers contrôles des installations fixes d'extinction de type sprinkleurs équipant les deux réacteurs du site et de corriger, si nécessaire, les gammes de contrôle. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que le compte-rendu du contrôle des installations fixes d'extinction de type sprinkleurs implantées dans le bâtiment électrique (BL) du réacteur 2, réalisé en août 2018, n'avait pas fait l'objet d'un contrôle par vos services alors qu'il est daté du 05 septembre 2018. Bien que vos représentants aient indiqué que le prestataire en charge de ces contrôles remonte sans délai tout écart constaté, un délai supérieur à 6 mois pour le contrôle du rapport de visite est anormalement long.
Demande A5 : Je vous demande de procéder, dans les meilleurs délais, au contrôle du compterendu de la visite réalisée en août 2018 des installations fixes d'extinction implantés dans le bâtiment électrique (BL) du réacteur 2.
Demande A6 : Je vous demande de renforcer votre organisation pour assurer le contrôle et la prise en compte des rapports de visite des moyens fixes de lutte contre l'incendie établi par votre prestataire dans un délai plus raisonnable qu'actuellement.
## Exercice De Mise En Situation Des Moyens D'Intervention Et De Lutte Contre L'Incendie
Plusieurs points de regroupement des secours (PRS) sont répartis sur le site afin de faciliter la rencontre entre les intervenants EDF, leur équipement et l'accueil des secours extérieurs. Le choix du PRS à activer dépend de la localisation du sinistre. Au cours de l'exercice de mise en situation réalisé dans le bâtiment électrique du réacteur 2, les inspecteurs ont constaté que le PRS activé a été modifié à deux reprises. Ainsi, compte-tenu de la localisation de l'événement lors de l'exercice réalisé à la demande des inspecteurs, le PRS n° 8 aurait dû être activé. Initialement, l'opérateur en salle de commande a activé le PRS n° 7 alors qu'il s'agit d'un PRS normalement activé lors d'un événement sur le réacteur 1. Ensuite, le PRS n° 4 a été activé à la demande du chef des secours. Enfin, le PRS n° 8 a été activé. Ces difficultés sont de nature à retarder l'arrivée de l'équipe d'intervention.
Vos représentants ont indiqué qu'une révision du document d'orientation incendie sanitaire (DOIS) est en cours de déploiement afin d'y intégrer une aide au choix du PRS à activer en fonction de la localisation d'un événement à destination des opérateurs en salle de commande. Demande A7 : Je vous demande de finaliser la révision du DOIS, notamment afin d'y intégrer une aide au choix du PRS à activer en fonction de la localisation d'un événement. L'article 3.2.2-1 de l'annexe de la décision en référence [2] dispose que « les moyens d'intervention et de lutte contre l'incendie dont l'exploitant dispose en interne […] sont mis en œuvre suivant une organisation préétablie par l'exploitant ». Les inspecteurs ont constaté que cette organisation existe au niveau national d'EDF et qu'elle est déclinée localement par la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice. Toutefois, les inspecteurs ont constaté, lors de l'exercice de mise en situation, qu'elle n'a pas été strictement respectée. Ainsi, lors de l'exercice de mise en situation, l'opérateur en salle de commande a simulé l'alerte des secours extérieurs environ 10 minutes après le déclenchement de l'exercice par appel témoin. Or, le référentiel national d'EDF en matière d'intervention contre l'incendie prévoit l'alerte des secours externes au plus tard 5 minutes après l'appel témoin signalant un incendie. Je vous rappelle l'importance d'alerter les secours extérieurs dans un délai le plus court possible, compte-tenu de l'absence de service de secours incendie sur le site. Demande A8 : Je vous demande de renforcer votre organisation et de prendre les mesures appropriées afin que l'alerte des secours extérieurs soit réalisée dans un délai le plus court possible et respectant a minima les exigences de votre référentiel national. Par courrier en référence [3], l'ASN vous demandait de revoir votre organisation pour que l'agent de levée de doute (ALD) n'intervienne pas seul conformément à l'article 3.2.2-1 de l'annexe de la décision en référence [2]. Par courrier en référence [4], vous indiquiez que l'organisation de lutte contre l'incendie mise en place par la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice est conforme à votre référentiel national. Vous précisiez alors que les missions dévolues à l'ALD ne sont pas des actions de lutte contre l'incendie. Lors de l'exercice de mise en situation réalisé à la demande des inspecteurs, ces derniers ont constaté que l'ALD est intervenu seul afin de mener à bien les actions prévues par sa fiche d'action incendie (FAI). Lors de l'exercice, l'ALD n'a pas tenté d'éteindre le départ de feu à l'aide d'un extincteur afin de ne pas mettre en jeu sa propre sécurité, les inspecteurs lui ayant indiqué que le local dans lequel s'est déclaré le départ de feu était considéré comme étant enfumé. Toutefois, aussi bien le référentiel national d'EDF en matière d'intervention contre l'incendie que la procédure le déclinant sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice référencée D5380PRSUR00036 prévoient explicitement que l'ALD peut intervenir contre l'incendie (départ de feu) avec un extincteur sans mettre en jeu sa propre sécurité. L'ASN considère que cette organisation ,
prévoyant une intervention de l'ALD, n'est pas conforme aux dispositions de l'article 3.2.2-1 de l'annexe de la décision en référence [2] qui prévoient 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 ».
En outre, le cas échéant, un ALD isolé ne serait pas en mesure de mener simultanément une première action de lutte et les autres actions prévues par sa fiche d'action incendie.
Demande A9 : Je vous réitère ma demande de revoir votre organisation afin vous conformer explicitement aux dispositions de l'article 3.2.2-1 de l'annexe de la décision en référence [2]. Lors de l'exercice de mise en situation réalisé à la demande des inspecteurs, l'ALD a mené à bien les actions prévues par sa fiche d'action incendie (FAI). Ces actions ont notamment consisté à s'assurer de l'intégrité de la sectorisation incendie du secteur de feu de sûreté concerné. Dès l'arrivée du chef des secours en local, l'ALD lui a rendu compte de sa mission et l'a informé qu'il n'avait pas pu s'assurer de la bonne fermeture d'une porte coupe-feu en limite du secteur de feu de sûreté compte-tenu que le local dans lequel s'était déclaré le départ de feu était considéré comme étant enfumé. Or, aussi bien le référentiel national d'EDF en matière d'intervention contre l'incendie que la procédure le déclinant sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice, référencée D5380PRSUR00036, prévoient que l'ALD signale sans délai à la salle de commande, qui transmettra l'information au chef des secours, toute difficulté rencontrée lors de l'application de la FAI notamment en ce qui concerne la Demande A10 : Je vous demande de mettre en œuvre des dispositions complémentaires pour que l'ALD signale sans délai toute difficulté rencontrée lors de l'application de la FAI, comme le prévoit le référentiel d'intervention en vigueur. De plus, la fiche d'action incendie (FAI) référencée 7L6, mise en œuvre par l'ALD, distingue des actions à réaliser de manière immédiate (notamment la vérification de l'intégrité de la sectorisation incendie du secteur de feu de sûreté pour le niveau en feu) et des actions à réaliser sur ordre du chef des secours après que l'ALD lui ait rendu compte de sa mission (notamment la vérification de l'intégrité de la sectorisation incendie du secteur de feu de sûreté pour les autres niveaux). Dès son arrivée, le chef des secours a bien demandé à l'ALD de réaliser ces actions complémentaires. Toutefois, les inspecteurs ont constaté que la mise en œuvre de ces actions complémentaires a été retardée d'environ 10 minutes compte-tenu de l'arrivée de l'équipe d'intervention environ 10 minutes après la fin de la mise en œuvre des premières actions de la FAI par l'ALD. De ce fait, la mise en œuvre complète de la FAI n'a pas été finalisée dans un délai maximal de 20 minutes après l'alerte initiale. Or, aussi bien le référentiel national d'EDF en matière d'intervention contre l'incendie que la procédure le déclinant sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice référencée D5380PRSUR00036 prévoient que les missions de l'ALD, qui comprennent notamment l'application de la FAI en commençant par le niveau en feu, doivent être effectuées dans les 20 minutes suivant le déclenchement de l'alarme. Demande A11 : Je vous demande de modifier votre organisation afin que les missions de l'ALD soient effectuées au plus tard 20 minutes après l'alerte conformément aux exigences de votre référentiel. En ce sens, le recours à un binôme d'intervention permettrait de mieux s'inscrire dans les délais fixés par le référentiel d'intervention en vigueur. Le référentiel d'intervention susmentionné prévoit que le chef des secours (responsable de l'équipe d'intervention) transmette l'un des messages suivants en fonction de la situation : « feu confirmé », « feu éteint » ou « recherche d'événement ». La transmission de ce dernier message traduit une incertitude quant à l'origine et à la localisation de l'événement et permet au chef des secours d'approfondir la caractérisation de la situation.
La procédure déclinant ce référentiel sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice référencée D5380PRSUR00036 ne prévoit pas la transmission possible du message « recherche d'événement » dans la description des missions spécifiques du chef des secours, ni dans sa fiche d'action. Lors de l'exercice de mise en situation, le chef des secours a transmis le message « recherche d'événement » à l'opérateur en salle de commande. Vos représentants ont indiqué qu'en application du référentiel national, ce message peut effectivement être transmis par le chef des secours et qu'il s'agit d'un oubli dans la procédure locale le déclinant. Demande A12 : Je vous demande de compléter la procédure locale déclinant le référentiel national d'EDF en matière d'intervention afin qu'elle prévoit explicitement la possibilité que le chef des secours transmette le message « recherche d'événement ». Lors de l'exercice de mise en situation réalisé à la demande des inspecteurs, le chef des secours s'est engagé avec un équipier dans le local sinistré afin d'effectuer une reconnaissance. Il n'a en revanche pas pris part à l'intervention visant à l'extinction de l'incendie, réalisée par 3 autres équipiers.
Bien qu'il soit équipé d'un appareil respiratoire isolant, l'engagement du chef des secours lors de la reconnaissance dans le local sinistré l'a conduit à s'exposer aux effets indirects de l'incendie et notamment aux fumées compte-tenu de l'indication par les inspecteurs que le local dans lequel s'est déclaré le départ de feu était considéré comme étant enfumé. Or, aussi bien le référentiel national d'EDF en matière d'intervention contre l'incendie susmentionné que la procédure le déclinant sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice référencée D5380PRSUR00036 prévoient que le chef des secours ne doit pas s'exposer aux effets directs et indirects de l'incendie (fumées, chaleur) afin d'assurer sa mission sans discontinuité.
Demande A13 : Je vous demande de prendre les dispositions adaptées pour que le chef des secours ne s'expose pas aux effets directs et indirects de l'incendie (fumées, chaleur) conformément aux exigences de votre référentiel.
## Dispositions Visant À Éviter La Propagation D'Un Incendie - Sectorisation
Les inspecteurs ont examiné les pertes d'intégrité et les fragilités des éléments de sectorisation en cours lors de l'inspection. Une perte d'intégrité de classe 2 est en cours sur le réacteur 1 depuis le mois de mars 2018. Elle concerne le clapet coupe-feu repérée 1 DVN 314 VA. Or, aussi bien le référentiel national d'EDF en matière de gestion de la sectorisation incendie que la procédure le déclinant sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice référencée D5380PRSUR00022 prévoient un délai de remise en conformité de 21 jours pour une perte d'intégrité de classe 2.
Vos représentants ont indiqué que ce clapet, installé sur le circuit de ventilation du bâtiment des auxiliaires nucléaires du réacteur 1, doit être remplacé car il n'est plus manœuvrable. Ils ont précisé rencontrer des difficultés à trouver une pièce de rechange en raison de l'obsolescence de ce modèle de clapet qui n'est plus disponible. Des études auraient été initiées afin de traiter cette problématique, en lien avec vos services centraux. Demande A14 : Je vous demande de vous engager sur un délai de remplacement du clapet repéré 1 DVN 314 VA. Si nécessaire, je vous demande de poursuivre, en lien avec vos services centraux, les études nécessaires pour traiter de façon pérenne l'obsolescence de ce matériel et des matériels similaires. Les inspecteurs ont examiné les mesures compensatoires prises par la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice pour palier cette perte d'intégrité de la sectorisation incendie. Le clapet repéré 1 DVN 341 VA assure normalement l'isolement, en cas d'incendie, d'une gaine de ventilation entre le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) et le bâtiment périphérique (BW) du réacteur 1. Les mesures compensatoires mises en œuvre consistent, notamment, en l'interdiction de délivrer un permis de feu dans le BW du réacteur 1. Vos représentants ont indiqué qu'aucune mesure particulière n'est mise en œuvre dans le BAN du réacteur 1 car le local concerné côté BAN est un local à possibilité de feu localisé (PFL). **Je considère que des mesures compensatoires doivent être mises en œuvre côté** BAN et qu'elles doivent être renforcées côté BW. Ainsi, des dispositions relatives à l'intervention et à la conduite du réacteur en cas d'incendie devraient être également mises en place.
En outre, s'agissant de l'interdiction de délivrer un permis de feu dans le BW du réacteur 1, les inspecteurs ont constaté que le permis de feu référencé 18-3389 a été validé pour la période du 19 au 23 septembre 2018, pour une intervention de remplacement de la porte repérée 1 JSW 559 PD dans le BW
du réacteur 1. La procédure de gestion des permis de feu applicable sur la centrale nucléaire de SaintAlban Saint-Maurice référencée D5380PRSUR00033 prévoit pourtant explicitement que la validation du service en charge de l'exploitation doit prendre en compte la sûreté des installations en évaluant l'impact du permis de feu sur la sûreté de la tranche. Ce permis de feu n'aurait donc pas dû être validé par les services en charge de la prévention des risques et de l'exploitation. Cette situation témoigne d'une méconnaissance des mesures compensatoires prises pour palier la perte d'intégrité de sectorisation prolongée liée au caractère non manœuvrable du clapet repéré 1 DVN 314 VA. Vos représentants ont indiqué que, malgré la validation par le service en charge de la prévention des risques et l'accord du service en charge de l'exploitation du réacteur, cette intervention n'a finalement pas été réalisée compte-tenu de la non-levée du point d'arrêt de contrôle à l'ouverture du chantier. Demande A15 : Je vous demande de renforcer les mesures compensatoires mises en œuvre pour palier la perte d'intégrité de sectorisation prolongée provoquées par le défaut du clapet repéré 1 DVN 314 VA, en prévoyant notamment des dispositions relatives à l'intervention et à la conduite du réacteur en cas d'incendie dans l'un des secteurs de feu concernés. Je vous demande également de mettre en place une surveillance particulière afin de vous assurer du respect de ces mesures. Demande A16 : Je vous demande d'analyser les dysfonctionnements ayant conduit à la validation du permis de feu référencé 18-3389 par les services en charge de la prévention des risques et de l'exploitation du réacteur 1, malgré la disposition compensatoire excluant ces permis. Vous définirez les actions correctives appropriées pour éviter le renouvellement d'une telle situation, dont vous m'informerez. Lors de la visite des locaux du bâtiment électrique du réacteur 2, les inspecteurs ont constaté que 2 siphons de sol situés dans le local référencé LA0522 du réacteur 2, dont l'un repéré 2 JSL 507 GS, étaient remplis d'une substance solide de couleur orange non identifiée.
Demande A17 : Je vous demande de vérifier dans les meilleurs délais que ces 2 siphons de sol assurent toujours la sectorisation incendie et l'évacuation des éventuels liquides. Le cas échéant, je vous demande de les remettre en conformité dans les meilleurs délais. Demande A18 : Je vous demande de repérer en local le siphon de sol situé dans le local référencé LA0522 du réacteur 2, qui ne l'était pas au jour de l'inspection. Les inspecteurs ont examiné le compte-rendu du dernier contrôle des portes repérées 2 JSL 549 QC et 2 JSL 516 PD réalisé le 10 décembre 2018. Pour ces 2 portes, 15 points de contrôle sont examinés mais aucun ne concerne le jeu entre le chassis et l'ouvrant. Les inspecteurs ont constaté que, pour un autre type de porte, 34 points de contrôle sont vérifiés dont l'un portant spécifiquement sur la mesure des jeux côté paumelle, serrure, plan fermeture, seuil et traverse haute. Toutefois, aucun critère d'acceptabilité n'est associé à la mesure de ces jeux. Vos représentants ont indiqué que le programme de base de maintenance préventive relatif aux portes coupe-feu ne prévoit pas de critère d'acceptabilité des jeux mesurés.
Demande A19 : En lien avec le constructeur des portes, je vous demande de vérifier et de me démontrer que la fonctionnalité coupe-feu des portes ne dépend pas des jeux entre le chassis et l'ouvrant. Selon les conclusions de votre étude, vous complèterez les contrôles périodiques des portes coupe-feu.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Exercice de mise en situation des moyens d'intervention et de lutte contre l'incendie Demande B1 : Je vous demande de me transmettre le compte-rendu de l'exercice de mise en situation réalisé lors de l'inspection du 2 avril 2019.
## Dispositions Visant À Éviter La Propagation D'Un Incendie - Sectorisation
Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué que les travaux associés au permis de feu référencé 18-3389 n'ont finalement pas été réalisés compte-tenu de la non-levée du point d'arrêt de contrôle à l'ouverture du chantier.
Demande B2 : Je vous demande de me transmette une copie du permis de feu 18-3389 traçant la non-levée du point d'arrêt de contrôle à l'ouverture du chantier ainsi que la fiche d'aide à la 7
## Levée Du Point D'Arrêt Complétée Associée.
Lors de la visite des locaux du bâtiment électrique du réacteur 2, les inspecteurs ont constaté que le siphon de sol repéré 2 JSL 708 GS ne comportait pas une garde d'eau suffisante afin d'assurer l'intégrité de la sectorisation incendie par rapport aux locaux sous-jacents. Vos représentants ont indiqué qu'un appoint en eau a été réalisé de manière réactive l'après-midi du 2 avril 2019. Demande B3 : Je vous demande de m'indiquer la classe de la perte d'intégrité de la sectorisation incendie engendrée par une garde d'eau insuffisante dans ce siphon de sol. Lors de la visite des locaux du bâtiment électrique du réacteur 2, les inspecteurs ont constaté que les portes coupe-feu repérées 2 JSL 549 QC et 2 JSL 516 PD présentaient un jeu de plusieurs millimètres entre leur bâti et leur ouvrant. Vos représentants ont indiqué qu'en cas d'incendie, l'étanchéité serait assurée par le gonflement du joint intumescent équipant les portes coupe-feu. La note technique associée aux joints intumescents consultée par les inspecteurs indique que ceux-ci réagissent entre 100 et 120 °C et que leur épaisseur est alors multipliée par 5. Vos représentants ont également indiqué que les portes coupe-feu repérées 2 JSL 549 QC et 2 JSL 516 PD n'ont pas de requis d'étanchéité aux fumées froides. Toutefois, compte-tenu que les matériels électroniques sont qualifiés jusqu'à une température d'environ 65 °C, ils pourraient être atteints par des fumées ayant une température supérieure à 65 °C avant que l'étanchéité de la porte ne soit assurée par le gonflement de son joint intumescent. Demande B4 : Je vous demande de me faire part de votre position quant à la disponibilité des matériels électriques présents dans un volume de feu s'ils sont atteints par des fumées « froides » dont la température dépasse les 65°C dans un volume de feu adjacent, lorsque la sectorisation entre deux volumes de feu est assurée par des portes affectées d'un jeu significatif entre leur chassis et leur ouvrant.
## C. Observations
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention contraire, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division de Lyon, Signé par Richard ESCOFFIER
9 |
INSSN-LYO-2019-0361 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 15 mars 2019 0 juin XXXXXX
N/Réf. : Codep-Lyo-2019-012961 Monsieur le directeur Société d'Enrichissement du Tricastin BP 21 84504 BOLLENE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
SET - Usine Georges Besse II - INB n° 168 Inspection n° INSSN-LYO-2019-0361 du 7 mars 2019 Thème : « Conduite - Exploitation » 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 prévu aux articles L. 596-1 et suivants du code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 7 mars 2019 à l'usine Georges Besse II (INB n°168) sur le thème « Conduite ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection de l'usine Georges Besse II (INB n°168) du 7 mars 2019 a porté sur le thème « Conduite ». Les inspecteurs ont rencontré le chef de quart de l'unité Nord et ont notamment vérifié sa connaissance de certaines consignes d'exploitation permanentes et temporaires, en vigueur dans l'installation. Ils ont également contrôlé le suivi des formations et des habilitations du personnel d'exploitation. En outre, les inspecteurs se sont intéressés à la traçabilité et à la réalisation du contrôle technique des activités importantes pour la protection (AIP) relative à l'exploitation des installations. Enfin, ils ont consulté par sondage des demandes de modification du système de conduite de l'usine. Il ressort de cette inspection que l'exploitant doit améliorer son organisation pour suivre les formations et les habilitations de son personnel d'exploitation, afin de le rendre plus robuste et d'exclure le risque que des AIP puissent être réalisées par du personnel non habilité. L'exploitant devra également s'assurer que les chefs de quart connaissent les consignes permanentes importantes pour la protection des intérêts. Enfin, il devra mener un travail de fond afin de respecter plus complètement les exigences règlementaires relatives à la traçabilité des activités réalisées pour respecter les exigences définies afférentes aux AIP d'exploitation et à la réalisation d'un contrôle technique formalisé de ces activités.
## A. Demandes D'Actions Correctives. Suivi Des Formations, Des Recyclages Et Des Habilitations Des Équipes D'Exploitation
Les inspecteurs se sont intéressés au suivi par l'exploitant, et notamment les chefs de quart, des formations, des recyclages et de la validité des habilitations des agents des équipes d'exploitation. Ils ont constaté que le tableau de suivi utilisé par l'exploitant présentait des erreurs concernant certaines dates de formation, et qu'il était incomplet pour certains agents. Les inspecteurs ont constaté qu'un opérateur n'était plus habilité pour réaliser la conduite des portiques nord, depuis le 5 mars 2019, sans que le chef de quart, en charge d'organiser les missions de ses opérateurs, n'ait identifié cette situation. En outre, les inspecteurs ont noté que les deux seuls opérateurs de l'équipe de ce chef de quart possédant l'habilitation « Certificat à la conduite en sécurité » (CACES), permettant de conduire des engins automoteurs sur le site, allaient perdre leur habilitation début avril 2019. L'exploitant n'avait pas encore programmé un recyclage de cette formation pour s'assurer du maintien de compétences « CACES » dans cette équipe. Ainsi, les inspecteurs considèrent que l'exploitant ne dispose pas d'une organisation suffisamment robuste permettant d'anticiper les recyclages de formation requis et d'exclure le risque qu'un opérateur puisse réaliser une opération sans disposer des habilitations ou formations nécessaires. Demande A1 : **Je vous demande d'améliorer votre organisation pour le suivi des formations,** des recyclages et des habilitations du personnel d'exploitation afin d'exclure tout risque de réalisation d'activités par du personnel non habilité.
## Connaissance Des Consignes Permanentes Par Les Chefs De Quart
La consigne permanente « DCS : Gestion d'une discordance entre les seuils de sûreté (seuil 2) des voies 1 et 2 de l'unité Nord », référencée 2000J4GX00673 à l'indice B, prévoit qu'en cas d'apparition de l'alarme relative à la discordance entre les seuls de sûreté des 2 voies de mesures du système DCS
(système permettant d'isoler des équipements et de rendre étanche les circuits d'UF6 en cas de séisme),
le chef de quart fasse intervenir en urgence un opérateur pour intervenir sur l'armoire du système DCS pour réaliser certaines actions de mise en sécurité. Les inspecteurs ont interrogé un chef de quart rencontré au cours de la visite pour savoir ce qu'il devait faire en cas de discordance des seuils de sécurité d'une des deux voies. Celui-ci a répondu qu'il devait émettre un avis de panne. Il ne connaissait pas l'existence de la consigne permanente susmentionnée. Demande A2 : Je vous demande de faire un rappel aux chefs de quart sur les exigences de la consigne permanente « DCS : Gestion d'une discordance entre les seuils de sûreté (seuil2) des voies 1 et 2 de l'unité Nord ». Demande A3 : D'une manière plus générale, je vous demande d'analyser ce dysfonctionnement et de définir des actions correctives pour vous assurer de la connaissance des consignes permanentes par les chefs de quart.
## Traçabilité Et Contrôle Technique Des Activités Importantes Pour La Protection (Aip)
L'arrêté du 7 février 2012 [2] définit l'exigence défini comme « *une exigence assignée à un élément important* pour la protection, afin qu'il remplisse avec les caractéristiques attendues la fonction prévue dans la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement, ou à une activité importante pour la protection afin qu'elle réponde à ses objectifs vis-à-vis de cette démonstration » L'article 2.5.3 de l'arrêté [2] dispose que « Chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique, assurant que : ― l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour les éléments importants pour la protection concernés ; ― les actions correctives et préventives appropriées ont été définies et mises en œuvre. Les personnes réalisant le contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accomplie ». L'article 2.5.6 de 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 documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée ». Les inspecteurs ont vérifié par sondage la traçabilité de la réalisation d'activités permettant d'assurer le respect de certaines exigences définies afférentes à l'AIP « exploitation » ainsi que la traçabilité des contrôles techniques associés. Il apparaît que certaines activités réalisées par l'exploitant afin de s'assurer du respect des exigences définies relatives à l'AIP « exploitation » ne font pas l'objet d'une traçabilité. En outre, ces activités ne font pas non plus l'objet d'un contrôle technique formalisé. Enfin, certaines activités qui font l'objet d'une traçabilité ne font pas l'objet d'un contrôle technique formalisé. A titre d'exemple, le mode opératoire « Conduite et exploitation des chariots entrée/sortie », référencé 1000N2FX00373 à l'indice L prévoit la vérification que les demi-barrières de la zone sont bien baissées, afin de s'assurer du respect de l'exigence définie 0072-ACQ3-001 « *s'assurer de la conformité de la zone* contrôlée transitoire » ainsi que la vérification de la présence du capot de vanne pointeau et son orientation afin de s'assurer du respect de l'exigence définie 1000-ACQ3-001 « *présence capot vanne pointeau pour* conteneur 30B ». **Ces vérifications ne font l'objet ni d'une traçabilité ni d'un contrôle technique.**
Le mode opératoire « Geste d'exploitation au poste de pesée précise des cylindre UF6 sur l'usine GB II », référencé 0000M6FX1113 à l'indice H prévoit la pesée du cylindre afin de répondre à l'exigence définie 0057-ACQ3-001 « pesée précise du cylindre avant introduction en stations, interdiction d'introduire en station d'émission un conteneur dont la masse d'UF6 est supérieur à 12 501 kg ». **La réalisation de cette**
pesée fait bien l'objet d'une traçabilité mais pas d'un contrôle technique formalisé.
Demande A4 : Je vous demande de vous assurer que les activités réalisées pour respecter une exigence définie de l'AIP « Exploitation » font l'objet d'une traçabilité et d'un contrôle technique formalisé, conformément aux articles 2.5.3 et 2.5.6 de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. Vous me transmettrez un plan d'action assorti des échéances associées.
## Processus De Modification « Fem/Dam »
Les inspecteurs ont consulté la fiche d'évaluation de modification et de demande d'autorisation de modification (FEM/DAM) n° S17-064, relative à une modification de la visualisation des alarmes de conduite de l'usine « GB2 Sud », mi-2017. Au cours de l'instruction de cette FEM/DAM par l'exploitant, il a été jugé nécessaire de vérifier, après la réalisation de la modification, qu'elle n'avait pas engendré la possibilité d'inhiber des alarmes relatives à la sûreté. Cette vérification a bien été réalisée. Néanmoins, il n'a pas été indiqué dans la fiche de suivi des recommandations, après la mise en service de la modification, que cette action devait faire l'objet d'un contrôle technique car aucune des cases « AIP/ACQ », « EIP/EIS », « ED » ou « MMR » n'avait été cochée. Pourtant, une de ces cases aurait *a minima* dû être cochée compte-tenu du fait que la nonréalisation de cette action aurait pu conduire à la possibilité d'inhiber des alarmes relatives à la sûreté.
Demande A5 : Je vous demande d'analyser ce dysfonctionnement et de définir des actions correctives pour systématiser les contrôles techniques des recommandations qui le nécessitent dans le cadre de votre processus FEM/DAM. En outre, les inspecteurs ont consulté la FEM/DAM n°S19-013, ouverte début de 2019. Ils ont constaté que le nouveau modèle utilisé ne prévoyait plus l'encart permettant de tracer la date et le visa du contrôle technique de la réalisation de la recommandation, lorsque celui-ci est nécessaire. Demande A6 : Je vous demande de mettre à jour le modèle de FEM/DAM afin de prévoir la traçabilité du contrôle technique des recommandations, lorsqu'il est nécessaire.
Traçabilité des écarts et dysfonctionnements détectés par les contrôles internes de premier
## Niveau (Cipn)
Les inspecteurs ont consulté le compte-rendu du CIPN réalisé début 2019 afin de vérifier la bonne application de la consigne temporaire n° 1511 relative à la vérification de la réalisation de la mesure de pression interne des conteneurs avant leur sortie d'une autoclave d'échantillonnage liquide (AEL). Ce contrôle a permis de détecter plusieurs dysfonctionnements :
- des absences de signature de l'opérateur en charge de la vérification ou du chef de de quart sur certaines fiches de contrôle,
- certains contrôles n'ont pas respecté le délai d'une heure entre les 2 relevés (délai requis par la consigne temporaire),
- 2 fiches de contrôles étaient manquantes (les vérifications avaient pourtant bien été réalisées).
Le compte-rendu de ce CIPN conclut sur la nécessité de formaliser la vérification de l'exhaustivité de la réalisation de la consigne temporaire n° 1511 par rapport à la liste des conteneurs échantillonnés. Ainsi, il n'identifie pas d'action corrective pour répondre aux deux autres dysfonctionnements détectés. Pour ceux-ci, l'exploitant a indiqué aux inspecteurs qu'un rappel immédiat avait été réalisé auprès des opérateurs. Toutefois, la fiche d'écart de la base de données « CONSTAT » de l'exploitant, permettant de tracer les conclusions de ce contrôle, n'avait pas encore été validée par l'exploitant. Demande A7 : Je vous demande de vous assurer que l'ensemble des écarts ou signaux faibles, détectés dans le cadre de vos CIPN, font bien l'objet d'une traçabilité et d'un traitement, formalisés dans votre base de données « CONSTAT », en application de votre processus de gestion des écarts permettant de répondre à l'article 2.6.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2].
∞∞
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Sans objet.
∞∞
## C. Observations
Sans objet. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Lyon Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-CAE-2019-0084 | DIVISION DE CAEN
Caen, le 11 avril 2019 N/Réf. : CODEP-CAE-2019-017794 Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection n° INSSN-CAE-2019-0084 du 21 mars 2019 Management des compétences Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base 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 21 mars 2019 au CNPE de Paluel sur le thème du management des compétences.
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 21 mars 2019 a concerné l'organisation du CNPE pour assurer le management des compétences. Les inspecteurs ont examiné par sondage l'organisation dans son ensemble puis la mise en œuvre des cartographies de compétences, des observations en situation de travail et des comités formation. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour assurer le management des compétences apparaît globalement perfectible.
Le CNPE devra en particulier identifier rapidement les personnels habilités n'ayant pas fait l'objet d'une observation en situation de travail pour 2019 et présenter les mesures d'organisation mise en œuvre en conséquence, en particulier en ce qui concerne la conservation des habilitations de ces personnels. Le CNPE devra également mettre en place une organisation robuste pour s'assurer que les observations en situation de travail sont bien réalisées en temps et en heure. Par ailleurs, le CNPE devra renforcer son organisation pour la réalisation des cartographies de compétences et leur suivi.
Enfin, le CNPE devra améliorer l'organisation concernant la gestion des comités formation.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Renouvellement Annuel Des Habilitations Des Personnels Du Cnpe
L'article 2.5.5 de l'arrêté en référence [2] stipule: « 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. A cet effet, l'exploitant prend les dispositions utiles en matière de formation afin de maintenir ces compétences et qualifications pour son personnel et, en tant que de besoin, les développer, et s'assure que les intervenants extérieurs prennent des dispositions analogues pour leurs personnels accomplissant des opérations susmentionnées. »
Les dispositions du paragraphe MMHF150N du manuel qualité de la DPN1 précisent que « Une organisation est mise en place pour la gestion et la délivrance des habilitations, autorisations, qualifications, dans le respect des référentiels (…) le renouvellement des titres individuels d'habilitations s'appuie sur des compétences démontrées et évaluées via les OST2, sur le suivi des recyclages obligatoires et sur le bilan d'activités réalisés pour certaines qualifications spécifiques. ». Les dispositions du paragraphe SUR110N du manuel qualité de la DPN précisent que «L'aptitude reconnue par l'habilitation SN3 est formalisée par la délivrance d'un titre d'habilitation, valable 1 an (2 auparavant), signé par la direction ou son représentant. » Vos représentants nous ont indiqué que chaque salarié disposant d'une habilitation sûreté nucléaire sur le CNPE devait faire l'objet d'une OST, chaque année, afin d'assurer le renouvellement de leurs habilitations. Ces habilitations sont délivrées par leur chef de service, par délégation du directeur d'unité.
A la demande des inspecteurs, vos représentants du service commun de formation les ont informés qu'environ 80% des personnels habilités avaient fait l'objet d'une OST en 2018 pour les habilitations valables en 2019.
Les inspecteurs ont demandé à connaitre le taux de réalisation des OST pour les services conduite, prévention des risques et automatisme. Les taux de réalisation présentés pour l'année en cours étaient respectivement de 135%, 60% et 55%. En ce qui concerne le service prévention des risques, vos représentants nous ont indiqué que tous les personnels avaient été réhabilités pour 2019 malgré l'absence d'OST pour certains d'entre eux.
En ce qui concerne le service automatisme, vos représentants ont indiqué que le chef de service n'avait pas réhabilité les personnes n'ayant pas été suivi en OST. Lorsque les inspecteurs ont demandé comment ces personnes pouvaient remplir leurs fonctions dans ces conditions, vos représentants n'ont pas été en mesure de répondre.
Vous nous avez fait parvenir dans les jours qui ont suivi l'inspection la liste des personnes concernées du service automatisme, et garanti qu'elles avaient bien été de nouveau habilitées avant le 25 mars 2019.
- d'identifier dans les meilleurs délais tous les personnels habilités du CNPE de Paluel n'ayant pas fait l'objet d'une OST avant l'échéance annuelle du renouvellement de leur réhabilitation pour l'année 2019. Vous ferez en sorte que ces habilitations soient délivrées dès que possible. Vous me présenterez les mesures que vous avez mises en œuvre pour vous assurer que, malgré ces retards dans la réhabilitation de vos personnels, les opérations nécessitant une habilitation de sûreté nucléaire ont toujours été réalisées par des personnes habilitées. Dans l'hypothèse où vous ne pourriez pas garantir cela, vous réaliserez une analyse de risque pour toutes les opérations concernées.
- de justifier comment le service prévention des risques a pu réhabiliter des personnels en l'absence d'OST.
- de me transmettre un bilan au 31 décembre 2019, de la réalisation des OST pour chacun des services concernés (volumétrie globale, ratio observations/habilitations initiales délivrées, ratio observations faites/renouvellements d'habilitations délivrés, etc.)
## A.2 Cartographie Des Compétences
L'article 2.1.1 de l'arrêté du 7 février 2012 dispose que : « 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 1er1. »
Les dispositions du paragraphe MMHF 140N du manuel qualité de la DPN précisent que « des cartographies de compétences projetées dans le temps sur une durée de 3 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 OST ».
Votre note locale de management des compétences D5310NMDIR021 précise que ces cartographies sont mises à jour annuellement. Enfin votre référentiel national d'aide à la rédaction des cartographies des compétences D4008.19.03.10/0243 précise que les cartographies des compétences sont un outil pour visualiser dans un collectif de travail les compétences individuelles détaillées et les compétences globales du collectif.
Les inspecteurs ont interrogé les représentants du service commun de formation sur ce sujet. Ces derniers ont expliqué que cela relevait intégralement de la responsabilité du management de chaque service et qu'ils n'intervenaient pas de manière transversale pour accompagner les managers dans la réalisation de ces cartographies. Les inspecteurs ont ensuite interrogés vos représentants pour les services, conduite, prévention des risques et automatisme. Pour le service conduite, vos représentants ont confirmés qu'il n'y avait pas de cartographie des compétences réalisée. Ils ont expliqué que la gestion des compétences au service conduite est « simplifiée » du fait du nombre important de personnels et de leur relative polyvalence. Le service conduite de Paluel réalise un suivi global et un programme de maintien en compétence de manière à ce que par exemple un opérateur dédié pour le suivi des réacteurs en fonctionnement puisse intervenir également lors d'un arrêt de réacteur.
De plus, les compétences nécessaires aux agents de conduite sont clairement identifiées par les différents référentiels prescriptifs, notamment le rapport définitif de sûreté. Pour le service prévention des risques, vos représentants ont présenté un tableau de suivi des fonctions et des postes. Mais ils n'ont pu justifier d'un suivi des compétences. Les inspecteurs ont pris les exemples du suivi des sources non scellées et de la réalisation des analyses de risques pour la mise en œuvre des protections biologiques. Pour ces deux cas, les responsables du service prévention des risques présents ont pu identifier des personnes susceptibles de réaliser ces opérations mais n'ont pu montrer aucun suivi opérationnel de ces compétences dans le temps. Pour le service automatisme, vos représentants ont présenté un tableau, mis en œuvre depuis cette année, permettant d'identifier, pour chaque personne du service, ses compétences et son évolution. Je vous demande de mettre en œuvre pour l'ensemble des services pour lesquels votre référentiel le demande, un processus de réalisation et de suivi des cartographies de compétences. Vous me transmettrez un bilan au 31 décembre 2019, de la réalisation des cartographies pour chacun de ces services.
## A.3 Comités Formation
Les « comités formation » (CP1, CP2, CP3) permettent, lorsqu'ils sont mis en place, la connaissance rapide des besoins en formation des agents puis la création, avec l'aide de l'unité de formation production ingénierie (UFPI), de formations courtes et très ciblées en fonction des besoins identifiés. Le bon fonctionnement des comités CP1 en termes de détection des besoins de formation et de mise en place de formations adaptées repose beaucoup sur la participation aux comités des agents destinataires de ces formations. Or l'examen par les inspecteurs du compte rendu du CP1 du 28 février 2018 pour le service conduite a montré que seul le président du comité, l'appui formation (AFCO) et l'appui pédagogique et méthodologique du service commun de formation ont participé à cette réunion. Vos représentants ont expliqué que vu les difficultés récurrentes rencontrées pour organiser ces comités pour le service conduite, la décision avait été prise de privilégier la tenue de ces comités selon les délais prévus, quand bien même tous les participants ne serait pas disponibles. De même, pour les CF1 du 14 janvier 2019 et du 15 janvier 2019 du service automatisme, le manager première ligne, président du CF1 était absent.
L'absence dans les CP1 consultés par les inspecteurs, de personnels dont la présence est demandée par votre référentiel 04008.10.11 .13/0437 (Guide des comités formations locaux), ne permet pas aux membres de l'équipe de s'impliquer dans le développement des compétences.
Par ailleurs, les comptes rendu des CF1 identifient des actions à réaliser et à suivre dans le domaine de la formation et de la gestion des compétences. Pour la conduite, c'est l'AFCO, présent à chaque CF qui est en charge du suivi de ces actions au travers d'un fichier de suivi. Le jour de l'inspection, les deux actions listées dans le compte rendu du CF du 8 février 2019 n'avaient pas été enregistrées dans le fichier de suivi, soit 6 semaines après le CF.
Pour le service prévention des risques, les inspecteurs ont relevé que les échéances et le nom du pilote des actions sont déterminés après le comité et ne figurent donc pas dans le compte rendu du comité. Enfin, les inspecteurs ont observés que pour les trois services examinés lors de l'inspection, aucun n'utilisait le même modèle de compte rendu pour les CF et qu'aucun processus d'assurance qualité ne semblait être mis en œuvre pour leur rédaction et leur suivi.
- de vous conformer à votre référentiel concernant la participation des agents aux comités formation ;
- de vous assurer que le manager de l'équipe participe systématiquement au comité formation ;
- de mettre en place un système d'assurance qualité et de suivi des décisions des comités formation. Vous me préciserez les actions mises en œuvre sur ce sujet.
## B Compléments D'Information B.1 Mise À Jour De Votre Référentiel Interne
Votre note locale de management des compétences D5310NMDIR021 indique que « Ce guide est appliqué sur le site de Paluel, hormis pour la partie SAT. ». En effet vos représentants ont expliqué aux inspecteurs que vous aviez demandé à vos services centraux, par courrier du 30 septembre 2014, de reporter la mise en œuvre du système de management des compétences « systematic approach to training » (SAT) qui devait être mis en œuvre sur l'ensemble du parc à partir de 2015.
Vous précisiez notamment dans ce courrier que vous comptiez accompagner vos managers en 2015 sur les fondamentaux du management des compétences (habilitations, OST, cartographie des compétences…) et bien ancrer ces fondamentaux dans vos méthodes de travail.
Vos représentants n'ont pas été en mesure de montrer aux inspecteurs la réponse de vos services centraux à cette demande de report et les inspecteurs ont pu observer que votre engagement de renforcer vos fondamentaux dans le management des compétences n'a pas été rempli. Vos représentants ont expliqué par ailleurs que SAT serait déployé sur Paluel à partir de 2019. Je vous demande de me présenter le courrier de vos services centraux actant votre demande de report. Je vous demande par ailleurs de me transmettre votre plan d'action pour la mise en œuvre de SAT sur Paluel, au regard des remarques faites par les inspecteurs lors de l'inspection du 21 mars 2019 sur le management des compétences sur le CNPE de Paluel.
## B.2 Compte Rendu De L'Évènement Significatif Sûreté (Ess) N° 305118
L'ESS n° 305118 concerne des défauts observé le week-end des 9 et 10 novembre 2018 sur le coffret 3JDT003AT (détection incendie). Lors de la détection de ces défauts, le service conduite, après analyse, a indiqué l'absence d'impact fonctionnel sur la détection incendie. Cette affirmation a été contredite le lundi par le prestataire en charge de la maintenance de ces équipements, non présent sur le CNPE le week-end. Le compte rendu d'évènement (CRESS) identifie comme cause principale la difficulté pour les personnels du CNPE d'acquérir les compétences requises et la nécessité de recourir à un prestataire. L'action principale retenue en réponse consiste à revoir le choix de politique industrielle du CNPE de Paluel et de changer le contrat de maintenance avec le prestataire pour passer d'un contrat en 5 jours sur 7 à un contrat en 7 jours sur 7 à l'échéance de 2021.
Le CRESS ne trace aucune analyse quant à savoir si d'autres types d'équipements pourraient être concernés par cette problématique. Postérieurement à l'inspection vous avez identifié que les systèmes JDT4, RIC INCORE5 et GRE6, étaient impactés par cette problématique et pour lesquels vous avez lancé des programmes de formation interne. Le CRESS ne revient par ailleurs pas sur les processus d'identification des compétences pour analyser pourquoi la politique industrielle choisie ne permettait pas de respecter les besoins en compétences sur le site pour ces systèmes.
- de m'informer de la solution définitive choisie pour répondre à ce manque de compétence le week-end pour la gestion du système de détection incendie problématique ;
- de me transmettre les mesures mises en œuvre sur le CNPE pour pallier ce manque de compétence le week-end pour les systèmes identifiés ci-dessus, en attendant la mise en place des solutions identifiées ci-dessus ;
- de me transmettre votre analyse quant aux défaillances de votre système de gestion des compétences ayant conduit à ne pas identifier que vous ne disposiez pas des compétences requises pour la maintenance le week-end des systèmes JDT, RIC
INCORE et GRE.
## B.3 Suivi Des Habilitations Au Service Conduite
Lors de l'inspection du 31 juillet 2018 sur le thème de la conduite accidentelle, les inspecteurs ont examiné les carnets individuels de formation des agents de conduite. Ils ont relevé que deux agents ont été observés en situation de travail avec une trame d'observation correspondant à des agents habilité sûreté nucléaire de niveau 2 (SN2) alors qu'ils sont habilités SN3. Les inspecteurs ont relevé également que les observations renseignées portaient principalement sur des considérations de sécurité relatives aux tâches quotidiennes des agents. Dans votre réponse à la lettre de suite vous indiquez que bien que les trames d'OST soient prévues pour des habilitations de type SN1 ou SN2, les observations ont bien été faites sur des critères relatifs à une habilitation de type SN3. Vous indiquez par ailleurs que le carnet individuel de formation présenté lors de l'inspection n'est pas le document répondant le mieux à la demande des inspecteurs et que le guide de renouvellement des habilitations (GRH) aurait dû plutôt être présenté.
Les inspecteurs n'ont pu trouver de référence à ce GRH dans vos référentiels locaux et nationaux transmis à l'ASN en amont de l'inspection.
- me transmettre le GRH pour les deux agents concernés par l'observation ci-dessus ; - justifier que les observations en situation de travail remplissent les critères décrits dans votre guide national D4008.10.11.15/0495 Guide de réalisation des observations en situation de travail (OST), pour les observations relatives à des personnes habilités SN3 ou SN4 ;
- de justifier de la validité de l'utilisation du GRH vis-à-vis du carnet de formation pour la gestion des habilitations et de me transmettre votre référentiel le documentant.
## C Observations
Les inspecteurs ont pu remarquer que certains managers, de leur propre initiative, mettent en place des actions dans le but de renforcer la gestion des compétences.
�
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division, Signé par Adrien MANCHON |
INSSN-OLS-2019-0758 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-019140 Orléans, le 19 avril 2019 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-2019-0758 du 28 mars 2019
« Inspection réactive - Ecarts qualité notables dans la réalisation de cartographies RP aux vestiaires »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 28 mars 2019 au CNPE de Dampierre sur le thème « Inspection réactive - Ecarts qualité notables dans la réalisation de cartographies RP aux vestiaires ». 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
Par courrier du 7 janvier 2019, EDF a transmis à l'ASN une demande de modification notable concernant le déclassement partiel et définitif de deux zones dans le vestiaire chaud du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) 8. En effet, dans le cadre d'un projet logistique, les vestiaires Hommes froid et chaud du BAN 8 doivent faire l'objet de travaux d'amélioration et de rénovation. Les deux zones étant classées en zone à production possible de déchets nucléaires, l'exploitant souhaite déclasser ces dernières en zone à déchets conventionnels. Pour ce faire, il convient de s'assurer que les zones ne présentent pas de contamination (même historique). L'exploitant a ainsi fourni, dans son dossier d'analyse du cadre réglementaire, les cartographies des locaux. Ces cartographies sont réalisées de façon hebdomadaire lorsque les réacteurs sont en puissance et une fois par jour lors des arrêts pour maintenance par une société prestataire. Les résultats des mesures des cartographies sont renseignés une fois par mois a minima dans l'application CARTORAD et sont réglementaires au titre des articles R.4451-45 et 46 du code du travail et de la décision n° 2010-DC-0175 de l'ASN précisant les modalités techniques et les périodicités des contrôles prévus par le code du travail. Lors de l'instruction du dossier, les inspecteurs de l'ASN ont relevé des incohérences et ont demandé au site des compléments d'information. Suite à cette demande, EDF a réalisé une analyse approfondie des cartographies réalisées par ce prestataire et a détecté des anomalies notables au titre du suivi qualité exigé. En effet, un certain nombre des cartographies examinées ne comportaient pas le nom de l'intervenant ni de celui en charge de la vérification des éléments collectés, ou présentaient des anomalies dans le matériel utilisé pour réaliser les contrôles.
Le CNPE de Dampierre-en-Burly a déclaré un événement significatif radioprotection à l'ASN le 22 mars 2019. Suite à la déclaration de cet événement significatif, l'ASN a réalisé une inspection inopinée le 28 mars 2019 au CNPE de Dampierre, qui fait l'objet de cette lettre de suites. L'objectif de cette inspection était d'approfondir l'analyse de l'événement significatif et de s'assurer de la suffisance de la surveillance exercée par EDF sur le prestataire conformément à l'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base. Il ressort de cette inspection que les investigations d'EDF ainsi que les actions immédiates mises en place par le prestataire semblent pertinentes. En effet, le prestataire a proposé un plan d'action afin que les activités de cartographie des vestiaires chauds respectent les exigences de votre référentiel. Toutefois, l'ASN considère que la surveillance exercée jusqu'à l'événement par EDF sur son prestataire n'était pas adaptée aux enjeux. En effet, si de nombreuses fiches de constat ont été réalisées par les agents EDF en charge de la surveillance du prestataire, EDF n'a pas pris les actions correctives nécessaires compte tenu des constats effectués pour éviter que la situation n'évolue défavorablement.
## A Demandes D'Actions Correctives Organisation De La Surveillance Des Prestataires
Le jour de l'inspection, les investigations d'EDF étaient toujours en cours afin d'identifier si d'autres cartographies présentaient des anomalies au titre du suivi qualité exigé. Suite à l'événement significatif radioprotection déclaré, le prestataire a mis en place un plan d'actions afin de sécuriser immédiatement les activités de cartographie des vestiaires chauds, contrairement à EDF. Pour sa part, les inspecteurs ont constaté qu'EDF n'avait pas retenu d'actions immédiates vis-à-vis de la surveillance de son prestataire ou de la mise en place de moyens compensatoires. Demande A1 : je vous demande de mettre en place des actions immédiates afin de sécuriser la réalisation effective de l'ensemble des cartographies du site, conformément aux exigences de votre référentiel. Dans le cadre de leur contrôle, les inspecteurs ont consulté les fiches semestrielles d'évaluation de 2017 et 2018 du prestataire en charge de la réalisation des cartographies, ainsi qu'un certain nombre de fiches des constats relevés lors des actions de surveillance d'EDF sur le prestataire en charge de la réalisation des cartographies. Ces actions de surveillance sont exercées par le service de prévention des risques d'EDF (SPR) et le responsable du suivi de la prestation et de son évaluation est le service logistique et transport (SLT). Le volume d'actions de surveillance réalisé par SPR apparait satisfaisant et les constats relevés sont transmis au service SLT pour action. Les fiches d'évaluation de la prestation ont mis en lumière des écarts importants dans la réalisation des activités prestées et l'organisation mise en œuvre. A titre d'exemple, il a été identifié au premier semestre 2017 l'absence de traçabilité des contrôles des vestiaires chauds et froids, l'absence de traçabilité dans l'application CARTORAD de plusieurs cartographies de l'ensemble du site, des locaux non cartographiés un mois sur deux,… Les fiches d'évaluation de la prestation suivante soulignent également le manque de maîtrise du geste professionnel. Les inspecteurs ont constaté qu'un nombre très important de fiches de constats concernant cette prestation a été remonté à SLT par SPR. Une majeure partie d'entre elles concerne des valeurs de contamination surfacique de locaux, relevées par des cartographies contradictoires réalisées par SPR, supérieures à celles relevées par le prestataire.
L'ensemble de ces constats relevés par SPR n'ont fait l'objet d'aucune action forte de la part du service SLT. Demande A2 : je vous demande de renforcer votre organisation afin que les constats émis vis-à-vis d'un prestataire par un tiers service fassent l'objet d'actions adéquates par le service en charge du suivi de ladite prestation. Les inspecteurs ont également relevé que ce prestataire était placé sous surveillance renforcée mais uniquement dans le volet « logistique » et non en radioprotection. Demande A3 : je vous demande d'adapter le niveau de surveillance de vos prestataires en fonction de l'évaluation que vous en faites. La surveillance doit être renforcée sur les faiblesses que vous aurez préalablement identifiées.
## Contrôle Technique Des Demandes D'Autorisation
Cet événement significatif pour la sûreté a été détecté par EDF suite aux demandes de l'ASN sur un dossier constituant une demande au titre de l'article 26 du décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007 à la date de l'inspection, et, depuis le 1er avril 2019, délivrée en application de l'article R. 593-55 du code de l'environnement.
D'autres dossiers précédemment soumis à l'ASN ont également fait l'objet de nombreuses demandes de corrections et de compléments qui auraient pu être anticipées par le site.
La qualité de l'ensemble de ces dossiers et, plus particulièrement, cet événement significatif radioprotection détecté a posteriori, interrogent les inspecteurs sur le contrôle technique des dossiers de demande d'autorisation au titre de l'article R. 593-55 du code de l'environnement soumis à l'ASN par le site de Dampierre-en-Burly.
Demande A4 : je vous demande de renforcer votre organisation afin que l'ensemble des dossiers soumis à l'autorisation de l'ASN fasse l'objet d'un contrôle technique rigoureux.
B Demandes de compléments d'information Néant.
C Observations
## Néant.
Vous voudrez bien me faire part, **sous l'échéance d'envoi du compte rendu de l'événement** significatif radioprotection, 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 d'Orléans Signé par Alexandre HOULÉ |
INSSN-OLS-2019-0598 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2019-012806 Orléans, le 15 mars 2019 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-2019-0598 du 21 février 2019 « Surveillance des intervenants extérieurs »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Décision n°2013-DC-0360 du 16 juillet 2013 modifiée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base 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 21 février 2019 au sein de l'INB 29 sur le thème « surveillance des intervenants extérieurs ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « surveillance des intervenants extérieurs ». Les inspecteurs ont commencé par examiner votre organisation sur le thème et faire un état des lieux de vos différents prestataires. Ils ont ensuite consulté plusieurs documents opérationnels relatifs à la préparation des chantiers, aux modalités de surveillance pendant les travaux et à l'évaluation des prestations. Les inspecteurs se sont également rendus sur le terrain pour voir l'état des installations suite à deux événements significatifs récents, l'un relatif à une perte d'alimentation électrique au niveau de l'installation et l'autre relatif à un retard dans la réalisation de contrôles périodiques de systèmes incendie. Ils ont enfin analysé par sondage le traitement réalisé de plusieurs écarts récents au niveau de l'installation.
Au vu de cet examen, votre organisation générale et les moyens mis en œuvre pour suivre les prestations depuis la phase de préparation jusqu'à la fin des interventions, apparaissent globalement satisfaisant. Néanmoins, les modalités actuelles d'évaluation de vos prestataires ne permettent pas d'ajuster de manière optimale les programmes de surveillance. Par ailleurs, les prestations réalisées par le CEA de Saclay et encadrées par une convention, ne font pas toutes l'objet d'une surveillance et d'une évaluation de votre part. Enfin, un renforcement de vos capacités à gérer les analyses de déclarabilité des événements significatifs est nécessaire au vu du grand nombre d'écarts non caractérisés à ce jour.
�
## A. Demandes D'Actions Correctives Vérification Du Contrôle Technique Réalisé Par Un Intervenant Extérieur
Conformément à l'article 2.5.4-II de l'arrêté du 7 février 2012 [2], « lorsque les activités importantes pour la protection ou leur contrôle technique sont réalisés par des intervenants extérieurs, ces actions de vérification et d'évaluation constituent une action de surveillance des intervenants extérieurs concernés et les dispositions de l'article 2.2.3 s'appliquent. » Les inspecteurs ont consulté le rapport d'intervention relatif à la vérification de certains détecteurs automatiques d'incendie présents sur votre installation, qui a eu lieu les 22 et 23 janvier 2019. Ce rapport ne présente qu'une synthèse des résultats des contrôles et ne permet pas de savoir quels contrôles techniques ont été réalisés par votre prestataire. Vous n'avez pas été en mesure de fournir un document justificatif présentant les modalités de réalisation des contrôles techniques et les actions de surveillance associées réalisées par CIS bio international lors de cette intervention. Demande A1 : je vous demande d'assurer la surveillance des contrôles techniques effectués par vos prestataires dans le cadre de la réalisation des activités importantes pour la protection.
Vous préciserez les moyens mis en œuvre pour vous en assurer.
## Vérification Des Documents Opératoires Avant Intervention
L'article 2.5.6 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] stipule que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies ». Le contrôle périodique des détecteurs automatiques d'incendie susmentionnés a été réalisé selon un mode opératoire élaboré par votre prestataire. Vous avez indiqué ne pas avoir validé ce mode opératoire avant l'intervention. Demande A2 : je vous demande de vérifier, en amont des interventions, que les documents opératoires utilisés par vos prestataires respectent les exigences définies associées aux activités et éléments importants pour la protection. Vous préciserez les moyens mis en œuvre pour vous en assurer.
Vous avez indiqué dans votre déclaration de l'événement significatif du 11 janvier 2019, relatif au retard dans la réalisation de contrôles périodiques sur des systèmes incendie, qu'en mesure compensatoire vous réaliseriez 4 rondes incendie par jour dans les bâtiments nucléaires en attendant le contrôle des détecteurs automatiques d'incendie. Les inspecteurs ont consulté de manière exhaustive les comptes rendus des rondes réalisées entre le 16 janvier 2019 et le 20 février 2019. Le nombre de rondes incendie varie entre 1 et 3 par jour.
L'engagement de 4 rondes incendie par jour indiqué dans la déclaration d'événement significatif n'a donc pas été tenu. Demande A3 : je vous demande de vous assurer du respect des engagements pris dans vos déclarations d'événement significatif. Vous préciserez les moyens mis en œuvre pour vous en assurer. Validation de fin de prestation classée AIP (activité importante pour la protection) L'article 2.5.6 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] stipule que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies ». Dans le cadre des validations de fin de prestation classée AIP, vous êtes amenés à émettre des réserves suite aux interventions réalisées. Vous avez indiqué que le suivi des réserves sur une intervention est réalisé par le chargé d'affaires de CIS bio international chargé du suivi de l'intervention. Vous avez précisé que ce suivi n'était pas toujours formalisé en fonction du nombre de réserves et des enjeux associés. De même, la levée des réserves ne fait pas l'objet d'une traçabilité spécifique dans un document de votre système de management intégré. Cependant, vous avez indiqué que la levée des réserves se fait implicitement lors du paiement du solde de la prestation. Demande A4 : je vous demande de mettre en place les dispositions nécessaires pour assurer un suivi des réserves plus formalisé et une meilleure traçabilité de la levée de ces réserves.
Vous préciserez les dispositions prises pour vous en assurer. Surveillance des prestations réalisées par le CEA de Saclay dans le cadre de la convention avec CIS bio international La convention du 18 juillet 2013 établie entre le CEA de Saclay et CIS bio international, relative à la sécurité et au support, précise les prestations que le CEA ou ses prestataires doivent réaliser pour CIS
bio international. Vous avez indiqué ne pas réaliser de surveillance particulière des prestations du CEA. Cependant, selon le type de prestations, un chargé d'affaires de CIS bio international peut être amené à accompagner l'intervenant du CEA et par conséquent réaliser une surveillance de l'intervention.
L'ASN rappelle que le CEA de Saclay doit être considéré comme un « intervenant extérieur » au sens de l'arrêté du 7 février 2012 [2] : « personne physique ou morale autre que l'exploitant et ses salariés, réalisant des opérations ou fournissant des biens ou services ». Par conséquent, les dispositions prévues dans les chapitres II « surveillance des intervenants extérieurs » et V « éléments et activités importants pour la protection » de l'arrêté du 7 février 2012 leur sont entièrement applicables. Demande A5 : je vous demande d'assurer la surveillance des prestations réalisées par le CEA
conformément aux dispositions de l'arrêté du 7 février 2012. Vous préciserez les dispositions que vous mettrez en place pour assurer cette surveillance.
## Gestion Des Écarts
L'arrêté du 7 février 2012 [2] stipule dans son article 2.6.2 que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer :
- son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas échéant, s'il s'agit d'un événement significatif ;
- s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ;
- si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre. »
Par ailleurs, l'article 2.6.3-I du même arrêté précise 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. »
Les inspecteurs ont consulté votre outil de suivi des écarts et ont constaté que, au jour de l'inspection, 34 écarts étaient en cours d'analyse pour savoir s'ils devaient être qualifiés ou non en événement significatif et ainsi faire l'objet d'une déclaration à l'ASN. Cette situation n'est pas satisfaisante et ne respecte pas les dispositions ci-dessus. Demande A6 : je vous demande de mettre en place les moyens nécessaires afin de pouvoir procéder dans les meilleurs délais à l'examen des écarts.
## Non-Réalisation Du Contrôle Annuel Des Rejets
La fiche d'écart FESN-SSN-INB29/2019/02/018 du 21 février 2019, issue de votre outil de suivi des écarts, indique que le contrôle annuel des rejets de vos chaudières n'a pas été effectué en 2018. Vous précisez également que, sans ce contrôle, vous n'êtes pas en mesure de renseigner, au jour de l'inspection, le champ correspondant de la déclaration annuelle des émissions polluantes prévue par l'arrêté du 31 janvier 2008 relatif au registre et à la déclaration annuelle des émissions et des transferts de polluants et des déchets. Demande A7 : je vous demande, sous deux semaines, de me transmettre l'analyse de déclarabilité d'événement significatif relative à ce constat.
L'article 4.3.1-III de la décision n°2013-DC-0360 [3] stipule qu' « afin de maintenir des volumes de rétentions disponibles, l'exploitant met en place, dans le cadre du système de gestion intégrée, les dispositifs et procédures appropriés pour assurer l'évacuation dans les plus brefs délais des liquides susceptibles de s'accumuler dans les rétentions vers le circuit de traitement ou d'élimination adapté ». La fiche d'écart FESN-SSN-INB29/2019/02/008, issue de votre outil de suivi des écarts, indique qu'une présence d'effluents a été constatée le 4 février 2019 en fond de cuveau de la cuve active A2 lors du retrait des protections biologiques en partie supérieure de cette cuve. Vous indiquez également qu'aucune alarme ne signalait cet état de fait et que la sonde de détection de la présence d'eau a été remise en fonction depuis la découverte de l'écart. Les analyses réalisées sur ces effluents ont montré la présence de radioéléments.
Demande A8 : je vous demande, sous deux semaines, de me transmettre l'analyse de déclarabilité d'événement significatif relative à ce constat.
## � B. Demandes De Compléments D'Information Certificats De Conformité Des Portes Coupe-Feu
Dans le cadre de l'instruction de la déclaration de l'événement significatif du 11 janvier 2019 relatif au retard sur la réalisation de contrôles et essais périodiques sur des systèmes incendie, vous avez indiqué qu'une vérification des certificats de conformité des portes coupe-feu de vos installations était en cours. Demande B1 : je vous demande de me transmettre les résultats de cette vérification et de préciser les éventuelles actions qui seront mises en œuvre en cas de non-conformité détectée.
## Evaluation Globale Des Prestataires
Vous avez indiqué que l'évaluation de vos prestataires était réalisée au travers de l'analyse des nonconformités détectées lors des interventions. Aucun autre critère n'est évalué pour rendre compte du déroulement global de la prestation. Vous avez convenu que votre système actuel ne permet pas d'adapter de manière optimale les programmes de surveillance des interventions de vos prestataires et que les prestations pouvaient être de natures très variées. Demande B2 : je vous demande de m'indiquer quelles solutions vous comptez mettre en œuvre afin d'améliorer votre système d'évaluation des prestataires.
La fiche d'écart FESN-SSN-INB29/2018/12/008, issue de votre outil de suivi des écarts, fait état de la disparition de 3 sacs de déchets technologiques provenant de THA5. Vous indiquez que ces sacs présentaient un débit de dose entre 20 et 80 µSv/h et qu'ils ne présentaient pas de contamination labile. Demande B3 : je vous demande de me transmettre la fiche d'écart susmentionnée.
�
## C. Observations
Suivi des contrôles et essais périodiques C1 : les inspecteurs ont bien noté qu'un nouveau système d'alertes a été mis en place afin d'anticiper les échéances des contrôles et essais périodiques.
## Convention Entre Le Cea De Saclay Et Cis Bio International
C2 : les inspecteurs notent positivement la volonté de CIS bio international de mettre à jour la convention de 2013 avec le CEA de Saclay suite aux modifications des prestations réalisées par le CEA pour CIS bio international.
## Dossier D'Intervention En Milieu Radioactif
C3 : les inspecteurs ont constaté des améliorations dans la réalisation des DIMR avec en particulier la mise en place de nombreux points d'arrêt et la traçabilité de leur respect.
Qualification des équipements en fin de prestation C4 : les inspecteurs notent positivement la mise en place d'une organisation interne pour la qualification des équipements en fin de prestation au travers de la création d'un service dédié et de la réalisation de protocoles spécifiques. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, à l'exception des demandes A7 et A8 pour lesquelles le délai est fixé à 15 jours, 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 Signé par : Alexandre HOULÉ
- 7 - |
INSSN-LYO-2019-0334 | # Division De Lyon Lyon, Le 13/05/2019
N/Réf. : CODEP-LYO-2019-021898 **FRAMATOME**
Établissement de Romans-sur-Isère ZI Les Bérauds - BP 1114 26104 Romans-sur-Isère cédex Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base (INB)**
FRAMATOME site de Romans-sur-Isère - INB no 63 Inspection no INSSN-LYO-2019-0334 du 14 mars 2019 Thème : « Contrôles, essais périodiques et réglementaires » 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 14 mars 2019 au sein de l'établissement FRAMATOME de Romans-sur-Isère (INB no 63) sur le thème « Contrôles, essais périodiques et réglementaires ». 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 14 mars 2019 réalisée au sein de l'établissement FRAMATOME de Romans-sur-Isère
(INB no 63) a porté sur le thème « Contrôles, essais périodiques et réglementaires ». Les inspecteurs ont contrôlé les comptes rendus des essais périodiques et les procès-verbaux des contrôles réglementaires des matériels intéressant la prévention, la détection et la lutte contre l'incendie. Ils se sont également intéressés aux contrôles des asservissements divers ayant un rôle en situation d'incendie, ainsi qu'aux contrôles d'audibilité des sirènes. Ils ont examiné dans la base de gestion des écarts de l'exploitant ceux intéressant le thème de l'inspection. Les conclusions de l'inspection s'avèrent satisfaisantes. L'exploitant programme et effectue les contrôles périodiques et réglementaires relatifs à l'incendie de façon rigoureuse. Les rares écarts relevés par les inspecteurs ont une importance modérée. Ils devront toutefois faire l'objet d'actions correctives appropriées.
## A. Demandes D'Actions Correctives Poteau D'Incendie Utilisé De Façon Inappropriée
Un climatiseur du bâtiment des utilités U2 est refroidi par de l'eau prise sur le poteau d'incendie no 18 au moyen d'une tuyauterie branchée en permanence sur le poteau. L'exploitant a expliqué aux inspecteurs qu'en cas d'incendie, la tuyauterie pouvait être rapidement débranchée au profit d'une tuyauterie destinée à la lutte contre l'incendie.
Une telle pratique n'est pas satisfaisante : un poteau d'incendie ne doit pas être destiné à un autre usage que la fourniture d'eau en lien avec l'incendie (essais, exercice, lutte contre un incendie, etc). Demande A1 : Je vous demande de réserver l'usage des poteaux d'incendie à la fourniture d'eau en lien avec l'incendie.
## Test D'Audibilité Des Sirènes
Le dernier contrôle annuel de l'audibilité des sirènes d'alerte sur le site a fait apparaître des zones dans lesquelles ces sirènes sont inaudibles. C'est notamment le cas du local de décapage SE24 du bâtiment F2. Or, ce local comprend un poste de travail.
L'exploitant n'a pas analysé les résultats pour conclure sur le caractère acceptable ou non de l'audibilité des sirènes. Demande A2 : Je vous demande d'identifier les locaux pour lesquels l'inaudibilité des sirènes n'est pas acceptable et doit rapidement faire l'objet de mesures correctives.
## Formulaire De Contrôle Des Explosimètres
Les formulaires de contrôle des explosimètres et des appareils de mesure de la limite inférieure d'explosivité (LIE) ne prévoient pas de noter les références et la date de péremption des bouteilles de gaz étalon utilisées à l'occasion du contrôle de ces appareils. Les inspecteurs estiment que ceci complique singulièrement le contrôle *a posteriori* de la validité des bouteilles de gaz étalon utilisées à l'occasion des contrôles des explosimètres et des appareils de mesure de la LIE. Demande A3 : **Je vous demande de prévoir de noter les références et la date de péremption**
des bouteilles de gaz étalon sur les comptes rendus de contrôle des explosimètres et des appareils de mesure de la LIE.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Justification De L'Absence De Vérification D'Un Dispositif D'Extinction Automatique
Dans l'étude de risque incendie (ERI) du bâtiment MA2 (magasin uranium), il est prévu l'installation d'une armoire métallique avec rétention, équipée d'un dispositif d'extinction fixe, destinée à l'entreposage d'un fût d'huile de coupe provenant de l'atelier d'usinage. L'exploitant n'ayant pas contrôlé ce dispositif d'extinction automatique depuis sa mise en service en 2015, a ouvert, le 5 novembre 2018, la fiche d'écart EVT-0013366.
Il a expliqué que l'huile de coupe n'était pas inflammable en raison de sa teneur en eau, mais n'a pas été en mesure d'en montrer la valeur aux inspecteurs. Demande B1 : Je vous demande de me confirmer que le contenu de l'armoire métallique du bâtiment MA2 ne contient pas de produits inflammables.
## 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.
L'adjoint à la cheffe de la division, Signé par Eric ZELNIO |
INSSN-MRS-2019-0530 | DIVISION DE MARSEILLE
Marseille, le 11 mars 2019 CODEP-MRS-2019-011008
## Monsieur Le Directeur Du Cea Cadarache 13108 Saint Paul Lez Durance
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection no INSSN-MRS-2019-0530 du 28 février 2019 à Cadarache (INB 123)
Thème « suivi des engagements et contrôles et essais périodiques »
Réf. : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [2] décision n°2014-DC-0470 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie [3] Courrier CEA/DEN/CAD/DIR/CSN DO 248 du 26 avril 2018 en réponse à l'inspection INSSN-MRS-2018-0567 du 7 février 2018 sur le thème « inspection générale » [4] Réexamen de sûreté n°2 de l'INB 123 LEFCA - étude incendie - CEA/DEN/CAD/DEC/SPUA/LEFCA/NT 288 du 2 novembre 2013 [5] Note Efectis « rapport d'étude final de stabilité au feu de l'INB 123 LEFCA »
## 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 123 a eu lieu le 28 février 2019 sur le thème « suivi des engagements et contrôles et essais périodiques ». 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 123 du 28 février 2019 portait sur le thème « suivi des engagements et contrôles et essais périodiques ». Les inspecteurs ont examiné par sondage les engagements pris à la suite des dernières inspections. Ils ont également vérifié la réalisation des contrôles et essais périodiques (CEP). Ils ont effectué une visite des cellules 2 et 8 et du hall 3 dans lesquels ils ont vérifié les charges calorifiques. Ils se sont également rendus dans le sas camion et le local groupe pour vérifier la réalisation des travaux sur les tableaux électriques TGBT pour la suppression de modes communs. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que le suivi des engagements concernant les intervenants extérieurs est satisfaisant contrairement à ceux du suivi de la charge calorifique. En effet, le suivi de la charge calorifique au sein de l'INB 123, malgré certaines avancées, doit être amélioré.
Les CEP sont réalisés de manière satisfaisante. Il conviendra cependant de prendre les dispositions nécessaires pour que l'exploitant soit en possession des résultats de tous les CEP présents dans les règles générales d'exploitations et qu'il s'en approprie les résultats. Enfin une amélioration des documents de traçabilité des CEP est attendue.
## A. Demandes D'Actions Correctives Suivi De La Charge Calorifique
A la suite de l'inspection du 7 février 2018 [3], l'exploitant s'était engagé à mettre à jour les procédures relatives au suivi des charges calorifiques afin d'améliorer le suivi au plus juste de son évolution. Ces procédures formalisent notamment la vérification de l'évolution de la charge calorifique lors de gros travaux. Elles formalisent également, lors de visite sûreté, la vérification (a postériori) de la charge calorifique par sondage des locaux. Les inspecteurs ont remarqué qu'une des deux procédures n'avaient pas été transmises avec les modifications nécessaires au suivi de la charge calorifique. Par ailleurs, lors de l'inspection de terrain, les éléments présents dans les locaux visités pouvaient différer de ceux décrits dans les fiches issues du logiciel de suivi de ces charges calorifiques malgré les actions mises en place.
A1. Je vous demande d'assurer le respect des charges calorifiques définies dans votre EMRI [4]
ou de l'étude de stabilité sous feu réel du LEFCA [5] dans vos locaux sensibles afin d'éviter tout risque de dépassement conformément aux articles 2.2.1 et 2.2.2 de la décision [2]. Vous préciserez les modalités de suivi mises en place.
A2. Je vous demande d'assurer la diffusion de la version modifiée de la procédure concernant le processus de gestion des modifications et des opérations à enjeu de sûreté de l'INB. Vous m'indiquerez la date de diffusion et m'en transmettrez une copie.
## Contrôles Et Essais Périodiques
Les inspecteurs ont noté que certains résultats de CEP n'étaient pas disponibles dans l'installation. C'était notamment le cas pour des CEP concernant les chargeurs simplex réalisés par les INB 32-54. L'article 2.5.6 de l'arrêté [1] dispose « Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. 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. » Ce point avait déjà fait l'objet d'une demande lors de l'inspection du 9 novembre 2017 à laquelle vous aviez répondu que les résultats des CEP et la remontée des écarts éventuels serait transmis au LEFCA par les INB 32-54.
A3. Je vous demande conformément à l'article 2.5.6 de l'arrêté [1] et à vos engagements de démontrer que vous avez connaissance des résultats des CEP concernant votre installation et que vous pouvez en disposer aisément. Vous me transmettrez la preuve que cette transmission sera mise en place et suivie.
## B. Compléments D'Information Cep Et Intégrité Du Bâtiment
Des CEP sont mis en place afin de vérifier l'évolution des fissures du bâtiment ainsi que le nivellement du bâtiment du LEFCA. Ces mesures ont pour objectif de vérifier la stabilité du bâtiment lors du fonctionnement des drains. Lorsque ces contrôles sont réalisés, ils sont transférés au LMTE pour expertise.
L'exploitant a présenté une note d'analyse et de relevé de décision à la suite du dépassement du seuil de vérification et du seuil d'alerte sur certains repères de nivellement relevé en avril 2018. Il est précisé, au sein de ce document, la réalisation d'une analyse des mouvements du bâtiment et de son environnement par un spécialiste. Lors de l'inspection cette analyse était toujours en cours.
## B1. Je Vous Demande De M'Indiquer Les Échéances De Finalisation De Cette Analyse Et De Me Transmettre Les Résultats. Gamme Des Cep
Les inspecteurs ont noté que dans les CEP semestriels de colmatage des filtres très haute efficacité des boîtes à gants, les documents de traçabilité ne permettent pas de vérifier la manière dont sont mesurées les valeurs et si ces valeurs sont conformes à l'attendu. Par ailleurs, le seuil affiché « seuil d'alarme <600Pa »
semble peu adapté.
B2. Je vous demande, conformément à l'article 2.5.6 de l'arrêté [1] d'améliorer les documents de traçabilité des contrôles réalisés sur le colmatage des filtres.
## 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, deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de L'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN |
INSSN-MRS-2019-0542 | DIVISION DE MARSEILLE
Marseille, le 08 MARS 2019 CODEP-MRS-2019-010194
## Monsieur Le Directeur Du Cea Cadarache 13108 Saint Paul Lez Durance
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection no INSSN-MRS-2019-0542 du 26 février 2019 à RJH (INB 172)
Thème « Conception / construction »
Réf. : [1] Arrêté du 7 février 2012 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 172 a eu lieu le 26 février 2019 sur le thème « Conception / construction ». 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 172 du 26 février 2019 portait sur le thème « Conception / construction ». Les inspecteurs ont examiné la réalisation de différents lots du chantier de construction et en particulier le lot du cuvelage des piscines (C03), le lot de réalisation des échangeurs du circuit primaire du réacteur (D03) ainsi que le lot du bloc pile (C07). Des fiches de non-conformités, sélectionnées par sondage et concernant les lots précités, ont été vérifiées. Ils ont effectué une visite du bâtiment réacteur, notamment la casemate des traversées de la piscine réacteur ainsi que celle d'un échangeur primaire. Ils ont également visité le bâtiment des annexes nucléaires pour la zone arrière des cellules chaudes et pour les aménagements spéciaux et la mise en place des racks et armoires d'entreposage. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les lots vérifiés par sondage sont réalisés de manière satisfaisante et que les écarts sont correctement traités. Des demandes de compléments d'information sont néanmoins formulées pour les contrôles radiographiques des équipements du lot du cuvelage des piscines ainsi que pour les échangeurs primaires.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Cette inspection n'a pas donné lieu à demande d'actions correctives.
## B. Compléments D'Information Cuvelage Et Traversées De La Piscine Réacteur
L'équipe d'inspection s'est intéressée à la réalisation des travaux de cuvelage des piscines (lot C03), et notamment aux contrôles des soudures des équipements de traversées de la piscine réacteur ainsi qu'aux contrôles techniques associés. Pour les traversées RPP1 et RPP2 récemment mises en place, les rapports d'examens radiographiques n'étaient pas encore disponibles. De plus, il s'est avéré que des précisions étaient nécessaires quant aux exigences définies des AIP et les attendus en matière de contrôle technique associé des activités. B 1. Je vous demande de me transmettre les quatre rapports d'examens radiographiques des soudures des traversées RRP1 et RPP2, relatifs aux soudures « selle de cheval » avec le cuvelage interne de la piscine réacteur et aux soudures des collerettes sur les compensateurs.
B 2. Je vous demande de me transmettre les exigences définies transmises à chacun des intervenants extérieurs de la chaine de prestataires participant aux contrôles radiographiques du lot C03. Vous préciserez également les attendus du contrôle technique de ces activités au titre de l'article 2.5.3 de l'arrêté [1].
Les inspecteurs ont également vérifié le traitement de non-conformités du lot C03. Une fiche d'écart a été ouverte en janvier 2019 pour une position axiale des traversées RPP1 et RPP2 non conforme avant soudage. Ces pièces de traversées font intervenir différents lots du chantier de construction et cette nonconformité pourrait concerner d'autres traversées de la piscine réacteur.
B 3. Je vous demande de me transmettre l'analyse des causes finalisée de cette non-conformité ainsi que les conclusions des investigations réalisées sur l'ensemble des traversées de la piscine réacteur.
## Echangeurs Primaires
Les trois échangeurs du circuit primaire, dont la fabrication est terminée, sont entreposés chez le fabricant en attente d'expédition. La livraison et la mise en place sur site dans les casemates spécifiques devraient intervenir à partir de juillet 2019. Il est prévu que l'exploitant communique au fabricant les dates souhaitées de mise en place sur site 2 mois en avance. B 4. Je vous demande de me tenir informé des dates de livraison et des dates de mise en place sur site de chacun des échangeurs primaires dès que celles-ci seront définies.
## 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.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de L'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN |
INSSN-CHA-2019-0239 | RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
A.
DIVISION DE CHÂLONS-EN-CHAMPAGNE
N. Réf. : CODEP-CHA-2019-016209 Châlons, le 4 avril 2019 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité BP 62 10400 NOGENT SUR SEINE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Nogent-sur-Seine Inspection INSSN-CHA-2019-0239 du 1er février 2019 Thème : « Maîtrise du vieillissement »
Réf. : [1] 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. 592-22 du code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 1er février 2019 au centre nucléaire de production d'électricité de Nogent-sur-Seine sur le thème « Maîtrise du vieillissement ». 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 visait à contrôler le processus de maîtrise du vieillissement au CNPE de Nogent-surSeine. Les inspecteurs ont vérifié l'organisation établie pour élaborer le dossier d'aptitude à la poursuite de l'exploitation (DAPE) du réacteur n°1 en référence D5350/MP8/GPI/NT/004, rédigé avant sa troisième visite décennale (VD3). Ils ont examiné, par sondage, certains documents associés à ce DAPE. Les inspecteurs se sont aussi intéressés aux interactions entre la démarche locale de maîtrise du vieillissement des matériels et d'autres processus participant à la fiabilité à court et long termes des matériels. Ils ont également contrôlé la mise en œuvre par le CNPE des actions de son programme de maîtrise du vieillissement.
Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que l'organisation mise en œuvre par le CNPE de Nogentsur-Seine pour l'élaboration des DAPE des réacteurs répond aux objectifs et modalités définis par les services d'ingénierie nationale d'EDF. De plus, ils considèrent que la formalisation de l'analyse des fiches d'analyse du vieillissement (FAV) génériques dans des fiches locales d'analyse de vieillissement est un point satisfaisant. Les inspecteurs ont également noté que le programme local de maîtrise du vieillissement fait l'objet d'un suivi.
Néanmoins, ils ont constaté que le processus « maîtrise du vieillissement » est insuffisamment décrit dans l'organisation et dans les processus relatifs à la fiabilité au CNPE de Nogent-sur-Seine pour garantir la pérennité de l'organisation mise en place pour la rédaction des DAPE des réacteurs et assurer la maîtrise du vieillissement des matériels. Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé que les échéances d'actions participant à la maîtrise du vieillissement et mentionnées dans le DAPE du réacteur n°1 nécessitent des clarifications.
## A. Demandes D'Actions Correctives Processus Local Pour La Maitrise Du Vieillissement
L'article 2.4.1.I de l'arrêté en référence [1] prévoit que « l'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. » Le processus de maîtrise du vieillissement n'est formellement décliné dans l'organisation du site que pour l'élaboration des DAPE des réacteurs. Ainsi, la note de processus élémentaire en référence D5350/MP8/GPI/NPE/016 intitulée « *Instruire et piloter la mise en œuvre de la conformité dans la durée (DAPE et* ECOT) » explique quelles dispositions (méthodologie, instances, acteurs, processus de validation,…)
existent pour l'élaboration des DAPE des réacteurs et du programme local de maitrise du vieillissement mais elle ne précise rien sur la maîtrise du vieillissement en dehors de cet aspect. De même, la note de service en référence D5350/SF/ORGAN/NS/08 intitulée « missions et organisation du service fiabilité » décrit le pilotage de la rédaction du DAPE du réacteur mais n'évoque pas de manière explicite la maîtrise du vieillissement. De plus, la note de macro-processus en référence D5350/MP8/NMP intitulé « *MP8 : fiabiliser les matériels et gérer le patrimoine industriel* » ne prévoit comme produit de sortie que le DAPE du réacteur.
Or, le processus de maîtrise de vieillissement 8.REF.02 « *Maîtrise du vieillissement* » défini au niveau national prévoit également un sous-processus relatif non seulement à l'élaboration des DAPE des réacteurs mais aussi à la mise en place d'un programme local de maîtrise du vieillissement.
Enfin, vos représentants ont indiqué que la note du CNPE relative à la déclinaison locale du sous-processus REF - Référentiel de maintenance « *Élaborer les programmes de maintenance* » incluant le processus élémentaire REF-2 « *Maîtriser le vieillissement des systèmes, structures et composants* » était au stade de validation.
Pour autant bien que le DAPE du réacteur n°1 aboutisse à un programme local de maîtrise du vieillissement, cette disposition n'est pas prévue dans votre système de management intégré. Les modalités de suivi de ce programme n'y sont également pas décrites. Demande A1 : Comme prévu par l'article 2.4.1.I de l'arrêté en référence [1] je vous demande de compléter votre système de management intégré pour y expliquer, outre la rédaction des DAPE
des réacteurs, la déclinaison du processus de maîtrise de vieillissement et notamment l'élaboration et le suivi du programme local de maîtrise du vieillissement.
## Maitrise Du Vieillissement Des Pompes Sfi
L'article 2.5.1.II de l'arrêté en référence [1] prévoit que « les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celle-ci est nécessaire » Le récapitulatif de la prise en compte par le CNPE des commentaires émis lors de la pré-diffusion au comité de relecture national d'EDF du DAPE du réacteur n°1 indique que « le remplacement des pompes SFI sera réalisé selon une programmation nationale, qui prévoit actuellement un remplacement pour Nogent à partir de 2018 » et qu'un tel remplacement ne relève pas du programme local de maîtrise du vieillissement. Le DAPE du réacteur n°1 indique que les FAV génériques P-102-02-01, relative au mécanisme de vieillissement par abrasion des pompes des circuits d'eau brute (SEC, SFI, JPP), et P-102-04-01, relative au mécanisme de vieillissement de corrosion aqueuse pour les pompes (hors pompes à corps inox), sont applicables aux pompes SFI. Il conclut que la maîtrise de la dégradation par abrasion et par corrosion aqueuse des éléments des pompes d'eau brute (SEC, SFI, JPP) est garantie pour une durée d'exploitation a minima jusqu'à la VD4, au vu du référentiel de maintenance appliqué prenant en compte ces mécanismes de vieillissement.
Cependant, les inspecteurs ont constaté que les activités prévues dans le programme local de maintenance en référence D5350TXMAINTPRG008 relatif aux machines tournantes EIPS, tel qu'indiqué dans le DAPE
du réacteur n°1, ne permettent pas de maîtriser les mécanismes de dégradation d'abrasion et de corrosion aqueuse des pompes SFI 001 et 002 PO, hormis par échange standard de ces pompes. Vos représentants n'ont pas pu indiquer l'échéance de remplacement de ces deux pompes et ont notamment évoqué des difficultés liées à l'approvisionnement en pièces de rechange.
Les inspecteurs considèrent par conséquent que la maîtrise du vieillissement des pompes 1 SFI 001 et 002 PO n'est pas garantie pour une période de fonctionnement jusqu'à la VD4.
Demande A2 : Afin de s'assurer du respect des dispositions de l'article 2.5.1.II de l'arrêté en référence [1], je vous demande de démontrer que l'absence de remplacement des pompes 1 SFI 001 et 002 PO et le référentiel de maintenance mis en œuvre ne remettent pas en cause les conclusions des analyses des FAV réalisées dans le DAPE du réacteur n°1 pour ces pompes et les actions qui en découlent, y compris dans le programme local de maîtrise du vieillissement, afin d'assurer la maîtrise du vieillissement de ces pompes jusqu'à la VD4 du réacteur 1.
## Maitrise Du Vieillissement Des Batardeaux Sfi
Le DAPE du réacteur n°1 indique dans l'analyse de la FAV générique P-530-14-01, relative au mécanisme de vieillissement par encrassement des batardeaux EIPS et des rails de guidage associés des prises d'eau, que le référentiel de maintenance appliqué prend en compte le mécanisme de vieillissement couvert par cette FAV et garantit la maîtrise de l'encrassement des batardeaux 9 SFI 009 - 010 BU et des rails de guidage associés pour une durée d'exploitation a minima jusqu'à la VD4. Vos représentants ont expliqué que le programme de maintenance préventive applicable à ces matériels, publié en 2014, ne sera mis en œuvre sur le CNPE de Nogent-sur-Seine qu'en 2023, compte-tenu de la périodicité des contrôles définie (10 ans). Ils ont également précisé que ces matériels n'avaient encore jamais été contrôlés.
Les inspecteurs considèrent par conséquent que la maîtrise de l'encrassement des batardeaux 9 SFI 009-010 BU et des rails de guidage associés n'est pas démontrée et peut mettre en cause la disponibilité de la source froide en cas d'utilisation. L'ASN vous a demandé, dans la lettre d'approbation de la visite décennale du réacteur n°1, de mettre en œuvre des actions de vérification de ces batardeaux. Des actions de contrôles complémentaires devront être menées lors de la visite décennale du réacteur n°2 en 2020. Demande A3 : Afin de s'assurer du respect des dispositions de l'article 2.5.1.II de l'arrêté en référence [1], je vous demande, en complément des contrôles qui seront mis en œuvre sur le réacteur n°1, de contrôler lors de la visite décennale du réacteur n°2, l'encrassement des batardeaux 9 SFI 009 - 010 BU et des rails de guidage associés afin de démontrer que les conclusions du DAPE
du réacteur n°1 sur la maîtrise de leur vieillissement jusqu'à la VD4 du réacteur n°1 ne sont pas mises en cause.
Le DAPE du réacteur n°1 indique dans l'analyse de la FAV générique P-102-04-01, relative au mécanisme de vieillissement de corrosion aqueuse pour les pompes (hors pompes à corps inox), que la visite d'une pompe JPP en 2014 a mis en évidence des traces de corrosion/érosion qui ont nécessité le remplacement de la volute.
Or le DAPE indique également que l'application d'une « pâte métal à froid » sur les volutes de ces pompes constitue une solution permettant de limiter la dégradation des volutes par corrosion et que ce procédé de réparation et de protection a déjà été mis en œuvre à Nogent. Toutefois, il n'est pas expliqué si la dégradation détectée en 2014 a conduit à des analyses complémentaires (par exemple par rapport à la cinétique du phénomène de corrosion/érosion) et, le cas échéant, si des actions complémentaires ont été mises en œuvre par rapport au risque de corrosion/érosion sur les autres pompes JPP, voire sur d'autres pompes sur lesquelles ce type de réparation par pâte métal à froid a été utilisé.
Par conséquent, les inspecteurs considèrent que le caractère suffisant des activités de maintenance préventive des pompes JPP n'est pas démontré par rapport au risque de corrosion/érosion pouvant dégrader les volutes de ces pompes.
Demande A4 : Afin de s'assurer du respect des dispositions de l'article 2.5.1.II de l'arrêté en référence [1], je vous demande de justifier que les actions de maintenance préventive mises en œuvre, y compris par réparation de type « pâte métal à froid », permettant de maîtriser le risque de dégradation par corrosion/érosion des volutes des pompes JPP, ainsi que des autres pompes sur lesquelles cette dégradation peut survenir.
MAITRISE DU VIEILLISSEMENT DES PLATINES ELECTRONIQUES DE REGULATION DE VITESSE
## Dd1000
Le DAPE du réacteur n°1 indique, dans l'analyse de la FAV générique P-140-07-02 relative au vieillissement des platines électroniques de régulation de vitesse DD1000 des groupes électrogène diesel de secours, que le vieillissement est maîtrisé pour une durée d'exploitation a minima jusqu'à la VD4 pour l'ensemble des matériels concernés par la FAV car l'application des dispositions de maintenance garantit la maîtrise de leur vieillissement. Vos représentants ont expliqué que le programme de maintenance préventive applicable à ces matériels, qui s'appuie sur une périodicité de 20 ans pour le remplacement des platines DD1000, ne sera réalisé qu'en VD4. Ils ont également précisé que le remplacement systématique de ces platines par noria ne pouvait être garanti à cause d'un manque de pièces de rechange.
Les inspecteurs considèrent par conséquent que la maîtrise du vieillissement des platines électroniques de régulation de vitesse DD1000 des groupes électrogènes diesel de secours n'est pas démontrée ce qui peut mettre en cause la disponibilité de ces groupes électrogènes. Demande A5 : Afin de s'assurer du respect des dispositions de l'article 2.5.1.II de l'arrêté en référence [1], je vous demande de justifier que les actions de maintenance préventive mises en œuvre, y compris par remplacement par noria, permettent de maîtriser le vieillissement des platines électroniques de régulation de vitesse DD1000 des groupes électrogène diesel de secours.
Le DAPE du réacteur n°1 indique, dans l'analyse de la FAV générique P-107-02-01 relative au mécanisme de vieillissement de corrosion généralisée des bâches ASG, qu'en l'absence de maintenance préventive prescrite pour la bâche 1ASG092 BA, la réalisation d'un contrôle visuel externe tous les 10 ans sera retenue afin de s'assurer du bon état de l'équipement. Il conclut que les contrôles mis en place au titre des référentiels de maintenance applicables et la disposition complémentaire mentionnée ci-dessus permettent de maîtriser le phénomène de corrosion généralisée des bâches ASG pour une durée d'exploitation a minima jusqu'à la VD4.
Le paragraphe du DAPE du réacteur n°1 présentant le programme local de maîtrise du vieillissement de ce réacteur mentionne qu'un contrôle visuel externe du ballon 1 ASG 092 BA sera programmé avec une périodicité de 10 ans mais n'en précise pas l'échéance de réalisation. Il n'indique pas non plus qu'un programme de maintenance préventive va être défini.
Les inspecteurs considèrent par conséquent que la description de l'action relative à la bâche 1ASG092BA
dans votre programme local de maîtrise du vieillissement ne correspond aux attendus de ce programme.
Demande A6 : Afin de s'assurer du respect des dispositions de l'article 2.5.1.II de l'arrêté en référence [1], je vous demande de compléter le programme local de maîtrise du vieillissement du réacteur n° 1 pour y faire apparaître l'échéance des contrôles prévus ainsi que la date de déploiement du programme de maintenance préventive pour la bâche 1 ASG 092 BA.
Demande A7 : Vous identifierez les informations similaires qui seraient absentes pour d'autres actions prévues dans votre programme local de maîtrise du vieillissement et compléterez, le cas échéant, ce programme.
## B. Demandes D'Informations Complémentaires
PRISE EN COMPTE DES FAV GENERIQUES ET DAPE COMPOSANTS DANS LES PROGRAMMES LOCAUX
DE MAINTENANCE PREVENTIVE
La note de stratégie nationale sur la définition et la mise en œuvre de la maintenance préventive indique que la maîtrise du vieillissement est à prendre en compte dans l'initialisation ou l'évolution d'un programme de base de maintenance préventive (PBMP) prescrit par les services d'ingénierie nationale. En particulier, la prescription D prévoit que les FAV et les DAPE génériques sont des données d'entrées pour toutes les analyses ayant pour objectif de créer ou modifier un PBMP.
Cependant, les inspecteurs ont constaté que le CNPE n'utilise pas systématiquement ces FAV et DAPE génériques pour l'élaboration de ses programmes locaux de maintenance préventive (PLMP). Demande B1 : Vous m'informerez des dispositions prises pour utiliser les FAV et DAPE génériques pour élaborer ou mettre à jour vos PLMP.
## Transitoires Non Classes
Le DAPE du réacteur n°1 indique que 33 transitoires sont non classés (TNC) pour ce réacteur et sont actuellement en cours de traitement par l'UTO.
Demande B2 : Vous préciserez les échéances de résorption des TNC, notamment pour ceux datant des premières années d'exploitation du réacteur.
Un courrier de vos services d'ingénierie nationale demande la réalisation à partir de 2018 de bilans
« fonction ».
Cependant, ces bilans examinés par les inspecteurs (source froide et sources électriques) ne présentent pas tous les éléments attendus, en particulier l'analyse des FAV prévue dans le thème « identification et suivi des problématiques techniques relatives à la maîtrise de la maintenance et du vieillissement ». Les inspecteurs considèrent que les enseignements tirés des bilans « fonction », quand ils sont réalisés complètement, devraient permettre d'améliorer la maîtrise du vieillissement et la fiabilité des systèmes couverts par de tels bilans. De plus, à défaut d'avoir toutes les informations à recueillir dans les bilans
« fonction », les services d'ingénierie nationaux ne peuvent avoir la vision correcte des situations locales.
Demande B3 : Vous m'informerez des dispositions prises vous traiter les enseignements qui seraient tirés des bilans fonction en termes de maîtrise du vieillissement.
## Remplacement Des Mecanismes De Commandes De Grappe
Le programme local de maîtrise du vieillissement présenté dans le DAPE du réacteur n°1 prévoit le remplacement de 4 mécanismes de commande de grappe (MCG, groupes SA1 et SA2) lors de la VD3 du réacteur en 2019 et précise que la programmation de ces remplacements tient compte du suivi de tendance des sollicitations. Or vos représentants ont expliqué qu'aucun remplacement de MCG ne serait réalisé lors de la VD3 du réacteur n°1 en 2019 du fait de la priorité accordée aux dégradations observées sur les manchettes thermiques d'autres réacteurs.
Les inspecteurs considèrent que les justifications présentées ne permettent pas de garantir que la programmation des remplacements des MCG, qui s'appuyait sur le suivi de tendance des sollicitations, reste pertinente pour la maîtrise du vieillissement des MCG, notamment par rapport au dysfonctionnement du MCG H12 du réacteur n° 2 de Golfech observé en 2017-2018.
Demande B4 : Vous justifierez que le report du remplacement des quatre MCG, prévu lors de la VD3 du réacteur n°1 en 2019, ne remet pas en cause la maîtrise du vieillissement de ces MCG telle que présentée dans le programme local de maîtrise du vieillissement de ce réacteur. Vous m'indiquerez également quelle est désormais la planification de remplacement des MCG entre la VD3 et la VD4 de ce réacteur et mettrez en cohérence le DAPE du réacteur n°1 dans sa mise à jour après sa VD3.
## Visites Des Groupes Motopompes Primaires
Lors de leur examen du DAPE du réacteur n° 1, les inspecteurs se sont intéressés à la réalisation des dernières visites effectuées sur les groupes motopompes primaires (GMPP) ainsi que sur les dates des prochaines visites prévues, notamment lors de la VD3 du réacteur de 2019. Or, vos représentants n'ont pas pu fournir une vision consolidée et fiables des dates de ces visites, ce qui est susceptible de mettre en cause l'analyse des FAV relatives aux GMPP présentée dans le DAPE du réacteur. Demande B5 : Je vous demande de me transmettre les dates des dernières visites réalisées sur les groupes motopompes primaires ainsi que celles de leurs prochaines visites. Vous mettrez en cohérence le DAPE du réacteur 1 dans sa mise à jour après sa VD3.
Le DAPE du réacteur n° 1 indique, dans l'analyse de la FAV P-209-01-01 relative au vieillissement des joints et graisse des électrovannes ASCO-JOUCOMATIC et de la FAV P-209-02-01 relative au vieillissement des bobines des électrovannes ASCO-JOUCOMATIC, que le remplacement des électrovannes JOUCOMATIC K1 de type MB/MT actuellement prévu en VD3, selon le dossier de modification PNRL3095A, participe à la garantie de la maîtrise du vieillissement de ces matériels jusqu'à la VD4. Or, vos représentants n'ont pas pu confirmer que cette modification serait réalisée lors de la VD3 de ce réacteur en 2019, ce qui est susceptible de mettre en cause les conclusions de votre analyse des FAV relatives aux électrovannes JOUCOMATIC K1 de type MB/MT présentée dans le DAPE du réacteur.
Demande B6 : Je vous demande de m'indiquer la date d'intégration de la modification PNRL3095A
visant à remplacer les électrovannes JOUCOMATIC K1 de type MB/MT. Demande B7. Vous préciserez quelles sont les modifications mentionnées dans le DAPE du réacteur n°1 actuellement prévues en VD3 et participant à la maîtrise du vieillissement des systèmes, structures et composants analysés dans le DAPE du réacteur 1 qui ne seront pas déployées lors de la VD3 du réacteur en 2019. Vous mettrez à jour le DAPE du réacteur n°1 après sa VD3 en conséquence.
## C. Observations
C1/ Le CNPE de Nogent-sur-Seine a établi et utilise un guide et une trame-type pour analyser les FAV génériques qui prévoient de rechercher dans les constats et les fiches d'écart clos, des défaillances susceptibles d'être en lien avec le mécanisme de vieillissement couvert par la FAV générique, y compris celles qui seraient récurrentes et pourraient donc indiquer un vieillissement insuffisamment maîtrisé. C2/ Le CNPE de Nogent-sur-Seine a mis en place un pilotage pour l'élaboration des DAPE de réacteur mais aussi de manière plus globale pour le suivi de la conformité dans la durée.
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 Division, Signé par J.M. FERAT |
INSSN-BDX-2019-0050 | DIVISION DE BORDEAUX
Bordeaux, le 29 avril 2019 Référence courrier : CODEP-BDX-2019-009105 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Golfech Inspection n° INSSN-BDX-2019-0050 du 04/02/2019 Systèmes de contrôle commande
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ; [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ; [3] courrier de réponse à la lettre de suite de l'inspection du 12/04/18 sur le thème « prestations » référencé D5067SSQRHNSDA18058 du 31/08/18 ; [4] courrier de réponse à la lettre de suite de l'inspection du 10/08/17 sur le thème « prestations » référencé D5067SSQRHNFLT18006 du 26/01/18.
## 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 4 février 2019 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech sur le thème des « systèmes de 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 4 février 2019 avait pour but de contrôler l'organisation mise en place par le CNPE afin de s'assurer du bon fonctionnement des systèmes de contrôle commande. Les inspecteurs ont examiné par sondage la mise en œuvre des programmes de maintenance prévus par l'exploitant, la réalisation des essais périodiques prescrits par le chapitre IX des règles générales d'exploitation ainsi que l'intégration de certaines modifications matérielles sur les systèmes de protection du réacteur (RPR) et de mesure de la puissance neutronique (RPN).
www.asn.fr Par ailleurs, ils se sont rendus dans les locaux qui abritent une partie des équipements de contrôlecommande du réacteur 1 en fonctionnement.
Au vu de ces examens, les inspecteurs considèrent que la gestion de la maintenance sur le système de mesure de la puissance nucléaire du réacteur est satisfaisante. Toutefois, ils considèrent que la prise en compte du retour d'expérience est largement perfectible. En effet, ils ont constaté des non-conformités lors de la mise en œuvre d'une modification du système de contrôle commande sur le réacteur 2 en 2018 alors qu'elles avaient déjà été rencontrées lors de la mise en œuvre de cette même modification sur le réacteur 1 en 2017.
Concernant la gestion prévisionnelle des emplois et des compétences (GPEC), vous avez identifié que le service en charge du système de contrôle commande était en difficulté dans certains domaines. Afin de faire face à ces difficultés le service s'est doté d'un agent spécialisé dans la GPEC depuis l'année dernière.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Écarts
L'Article 2.6.2 de l'arrêté [2] prévoit que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer :
― son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement 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. »
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont questionné vos représentants sur un plan d'action relatif à un écart sur l'unité logique de sauvegarde (ULS) de la voie A. Ce plan d'action a été créé le 1er octobre 2018. Dans le tableau de suivi des plans d'actions communiqué aux inspecteurs, le statut de de ce plan d'action indiquait qu'il n'était toujours pas instruit. Les inspecteurs n'ont donc pas été en mesure de contrôler l'analyse de nocivité de cet écart ainsi que l'analyse de son impact sur la sûreté. Le 8 février 2019, vos services ont transmis à l'ASN une déclaration d'événement significatif pour la sûreté relatif à cet écart. Cette déclaration fait suite à une analyse deuxième niveau réalisée le 4 février 2019, le jour même de l'inspection, sur les dossiers d'analyse déclarative ouverts en 2018. Ces analyses déclaratives sont menées dans le cas d'écarts présentant une importance particulière. L'instruction de cet écart était donc en cours. Toutefois les inspecteurs n'ont pas été informés le jour de l'inspection de l'existence d'une analyse déclarative à son sujet. A.1 : L'ASN vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin que les inspecteurs disposent le jour de leur inspection de toutes les informations disponibles utiles à leur contrôle.
Vous lui ferez part du retour d'expérience tiré de ce dysfonctionnement ; A.2 : L'ASN vous demande de prendre les mesures correctives nécessaires afin de caractériser les écarts dans des délais compatibles avec les exigences de sûreté conformément aux dispositions de l'article 2.6.2 de l'arrêté [2]. Vous lui communiquerez ces mesures et lui ferez part du retour d'expérience tiré de ce dysfonctionnement ; A.3 : l'ASN vous demande de lui transmettre le plan d'action actualisé relatif à cet écart. Les inspecteurs ont demandé à vos représentants de leur présenter le bilan de la modification PNXX3582 concernant le système contrôle commande réalisée sur le réacteur 2 en 2018. Les inspecteurs ont contrôlé la prise en compte du retour d'expérience de cette modification déjà réalisée sur le réacteur 1 en 2017. Vos représentants ont communiqué aux inspecteurs deux fiches de traitement d'écart qualité signalées par l'entreprise prestataire. La première fiche porte sur une implantation de mauvais paramètres dans l'ensemble des unités d'acquisition et de traitements de protections (UATP).
Cette erreur a été détectée lors des essais périodiques réalisés sur ces unités. Elle provient d'une erreur de disquette utilisée par l'intervenant de la société prestataire. L'intervenant impliqué était seul et n'avait jamais réalisé cette activité. Vous avez déclaré à l'ASN un événement significatif pour la sûreté en 2017 pour une erreur similaire dans le cadre de la préparation de cette même modification sur le réacteur 1. Cette nouvelle erreur d'implantation de paramètres dans les UATP du réacteur 2 démontre que l'analyse approfondie de l'événement survenu en 2017 sur le réacteur 1 n'a pas été suffisante. A.4 : L'ASN vous demande de lui communiquer le retour d'expérience tiré de ces dysfonctionnements. Vous l'informerez des mesures correctives prises, notamment celles permettant de renforcer la prise en compte du retour d'expérience des événements passés. La seconde fiche de traitement d'écart signalée par l'entreprise prestataire porte sur une erreur de câblage découverte le 11 juillet 2018 sur le réacteur 2. Cette non-conformité a été décelée lors des essais de requalification du matériel. Le contrôle technique ainsi que les actions de surveillance réalisés sur ces activités n'ont pas permis de détecter cette erreur. Lors de l'inspection menée sur le thème
« prestations » réalisée le 12 avril 2018, les inspecteurs avaient relevé des erreurs similaires survenues lors de la mise en œuvre de cette modification sur le réacteur 1 en 2017. En lettre de suite, l'ASN vous demandait les mesures prévues pour améliorer la surveillance de l'activité similaire programmée sur le réacteur 2 pendant l'arrêt à venir de 2018. Dans votre courrier de réponse [3], vous avez indiqué que la surveillance de cette modification déployée sur le réacteur 2 en 2018 intégrait le retour d'expérience des non-qualités de maintenance survenues lors de la mise en œuvre de cette modification sur le réacteur 1 en 2017. Pourtant cette nouvelle non-conformité a démontré que les actions correctives mises en place étaient insuffisantes. Par ailleurs, cet écart n'a pas été signalé à l'ASN dans votre courrier de réponse [3]
transmis le 31 août 2018, c'est-à-dire un mois et demi après sa détection sur le réacteur 2. Les inspecteurs considèrent que cette information aurait dû être prise en compte dans votre réponse [3] afin d'évaluer la suffisance des actions correctives décrites dans ce courrier. A.5 : L'ASN vous demande de lui faire part du retour d'expérience que vous tirez de cette nouvelle erreur de câblage. Vous l'informerez des nouvelles mesures correctives prises ;
A.6 : L'ASN vous demande de vous assurer que les réponses apportées aux demandes de l'ASN
intègrent toutes les informations disponibles permettant d'évaluer la pertinence et la suffisance des actions correctives prévues.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Gestion Prévisionnelle Des Compétences
Les inspecteurs ont questionné vos représentants sur la suffisance du gréement relatif aux compétences identifiées comme « critiques » dans le domaine du contrôle commande. Vos représentants ont présenté aux inspecteurs les cartographies des compétences du service automatismes-électricité-électronique industrielle. Il y est indiqué que le service est toujours « en difficulté » dans les domaines concernant l'informatique industrielle, le système relatif à l'instrumentation du cœur (RIC), le système de protection du réacteur (RPR) ainsi que le système de mesure de l'activité (KRT). Le plan d'action présenté aux inspecteurs prévoit la résorption de ces difficultés en 2020. Toutefois, la prochaine visite décennale prévue sur le site de Golfech est planifiée en 2022. Les modifications du contrôle-commande prévues lors de cette visite nécessiteront des formations conséquentes pour les agents. Les inspecteurs ont questionné vos représentants sur la suffisance du plan d'action présenté au regard des besoins prévisibles pour les prochaines visites décennales. Ces derniers n'ont pas été en mesure de répondre aux inspecteurs. B.1 : L'ASN vous demande de lui justifier la suffisance du plan d'action relatif à la GPEC du service automatismes-électricité-électronique industrielle (AEE) au regard des besoins nécessaires à la bonne préparation des prochaines visites décennales.
## Stratégie Faire Ou Faire-Faire
Lors de l'inspection, vos intervenants ont indiqué aux inspecteurs qu'une partie de la maintenance du système RIC dont celle concernant les sondes ainsi que les activités de déconnexion et reconnexion des thermocouples de ce même système étaient totalement externalisée. Dans votre courrier [4], vous indiquiez que les activités complétement sous-traitées ne présentaient pas d'enjeu de sûreté. Les inspecteurs considèrent que les activités concernant le système RIC présentent des enjeux de sûreté important. Par ailleurs, votre GPEC concernant les activités liées à ce système montre une certaine fragilité.
B.2 : L'ASN vous demande de vous prononcer sur la pertinence de l'externalisation complète des activités listées précédemment au regard de votre stratégie « faire ou faire-faire » et de vos besoins de développer les compétences dans ces domaines.
## 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 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 Bordeaux, SIGNÉ PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-CAE-2019-0095 |
A Caen, le 26 février 2019X
ou XX [mois] 2019 N/Réf. : CODEP-CAE-2019-008250 Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Paluel, INB n° 103, 104, 114 et 115 Inspection n° INSSN-CAE-2019-0095 du 5 février 2019 Radioprotection : généralités et organisation Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;
[2] Code du travail, notamment son livre IV ;
[3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ;
[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] D4450.35-09/3030 Référentiel radioprotection du parc en exploitation chapitre V
« thème management et optimisation» indice 4 du 12 juillet 2013 ;
[6] D4450.35-09/3427 Référentiel radioprotection du parc en exploitation chapitre V
« thème optimisation de la radioprotection des travailleurs exposés aux rayonnements ionisants» indice 3 du 25 août 2009 ;
[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 du 21 octobre 2005.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection annoncée a eu lieu le 5 février 2019 au CNPE de Paluel sur le thème de l'organisation de la radioprotection. 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 5 février 2019 a concerné la thématique de l'organisation de la radioprotection. Les inspecteurs ont examiné par sondage l'organisation et les missions réalisées par le service compétent en radioprotection, les actions mises en œuvre par le CNPE pour la préparation et le suivi des chantiers à enjeux radiologiques forts, pour la surveillance des prestataires réalisant des activités de contrôles de radioprotection ainsi que pour le traitement des écarts. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site concernant l'organisation de la radioprotection est apparue globalement satisfaisante, néanmoins, des progrès sont attendus sur la surveillance des prestataires réalisant des activités de contrôles de radioprotection ainsi que sur la maitrise de la dosimétrie liée à des aléas sur des chantiers à enjeux radiologiques forts.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Gestion Des Écarts De Radioprotection Sur Les Chantiers À Enjeux Radiologiques Forts
Les inspecteurs ont consulté les différentes évaluations dosimétriques prévisionnelles et réalisées pour le chantier à enjeu radiologique fort relatif aux lançages des générateurs de vapeur réalisés sur le réacteur n°3 en 2018. L'évaluation dosimétrique prévisionnelle optimisée initiale était de 48,6 H.mSv. Vos représentants ont indiqué que la dosimétrie totale effectivement réalisée sur ce chantier était de 50,165 H.mSv. Les inspecteurs ont cependant observé qu'un certain nombre d'aléas survenus dans le cadre de ce chantier (aspiration d'eau sur la plaque tubulaire suite à une mauvaise vidange du secondaire des générateurs de vapeur 43 et 44, matériels bloqués dans les générateurs de vapeur, extractions de corps migrants dans le générateur de vapeur 41 notamment) n'ont pas été pris en compte dans le calcul de la dosimétrie totale du chantier, alors que l'ensemble de ces aléas sont à intégrer dans le cadre de l'opération de lançage des générateurs de vapeur. En effet, l'article R4511-4 du Code en référence [2] précise qu'on « entend par opération, au sens du présent titre, les travaux ou prestations de services réalisés par une ou plusieurs entreprises afin de concourir à un même objectif ».
L'ASN considère que l'ensemble de ces aléas sont à intégrer dans le cadre de l'opération de lançage des générateurs de vapeur, car ils concouraient à un même objectif, à savoir le nettoyage de la partie secondaire des générateurs de vapeur. La dosimétrie réalisée cumulée de ces aléas étant de 16,228 H.mSv, la dosimétrie totale de l'opération de lançage des générateurs de vapeur s'élève à 66,458 H.mSv, pour une évaluation dosimétrique prévisionnelle optimisée initiale de 48.6 H.mSv. Or, le chapitre V du référentiel national d'EDF concernant la radioprotection indique, dans le thème « Optimisation de la radioprotection des travailleurs exposés aux rayonnements ionisants » en référence [6] qu' « il est prescrit de considérer comme constitutive d'écart à une exigence de radioprotection […] le dépassement de la dose collective reçue au-delà de (+ 20 % et +2 H.mSv) de la dernière évaluation dosimétrique prévisionnelle optimisée validée par le CNPE avant la réalisation de l'activité ». Les inspecteurs ont également interrogé vos représentants sur la formalisation d'un retour d'expérience de ces nombreux aléas survenus sur cette opération vers vos services centraux, donneurs d'ordre sur cette opération. Vos représentants ont répondu par la négative. Je vous demande :
- de considérer comme un écart à une exigence de radioprotection le dépassement de la dose collective reçue lors de l'opération de lançage des générateurs de vapeur, et ainsi de le traiter selon l'organisation de gestion des écarts et donc de vous positionner sur la déclaration d'un évènement au regard des différents critères de déclaration ;
- de formaliser un retour d'expérience de cette opération vers vos services centraux, et de vous assurer de sa prise en compte lors des prochaines opérations de ce type.
A.2 Surveillance des prestataires réalisant des activités de contrôles de radioprotection et continuité de la fonction de surveillant Le chapitre V du référentiel national d'EDF concernant la radioprotection indique, dans le thème « Management et organisation » en référence [5] que toutes les activités sous-traitées du service de prévention des risques (SPR) du site concernant la radioprotection font l'objet d'une surveillance. La directive interne (DI) d'EDF n° 116 est un référentiel interne d'EDF qui précise les exigences attendues pour exercer une surveillance des activités confiées à des prestataires. Elle précise que les missions de surveillance sont confiées à « un agent appelé chargé de surveillance » pour lequel « les activités de coordination et de facilitation seront limitées ou seront confiées à d'autres personnes » et qui élabore un programme de surveillance et réalise ou fait réaliser les actions de surveillance. Lors de l'inspection, la surveillance du prestataire du SPR en charge des contrôles de contamination de la voirie n'a pu être démontrée pour l'année 2018. Les inspecteurs notent en particulier l'absence de programme de surveillance pour cette prestation, et cette situation avait déjà été relevée lors de l'inspection réalisée en 2016 sur cette thématique. Les inspecteurs ont également noté que le plan de surveillance 2018 prévu n'avait été réalisé que de manière très partielle, du fait d'après vos représentants, de l'absence prolongée d'une partie de l'équipe de surveillants du service.
## Je Vous Demande :
- de définir un programme de surveillance couvrant l'ensemble des activités sous-traitées par le SPR ;
- de prendre les dispositions nécessaires, notamment en matière de gestion des emplois et des compétences, pour assurer la réalisation des missions de surveillance.
- de prendre les dispositions nécessaires pour effectuer un pilotage permettant de vous assurer de la bonne réalisation du programme de surveillance préalablement défini.
## A.3 Contrôle De Contamination Des Voiries
L'article 5 de l'arrêté du 15 mai 2006 modifié en référence [4] prévoit 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. » Les inspecteurs se sont intéressés aux contrôles mis œuvre pour vérifier la propreté radiologique des voiries du CNPE. En particulier, les inspecteurs se sont attachés à contrôler la prise en compte du retour d'expérience d'un événement significatif déclaré le 16 mai 2017 par un autre CNPE et relatif à une « organisation insuffisamment robuste dans la mise en œuvre des contrôles radiologiques des voiries ». Au regard des éléments mis en lumière dans le rapport de cet événement significatif, les inspecteurs ont relevé un certain nombre de lacunes dans la mise en œuvre des contrôles radiologiques des voiries sur le CNPE de Paluel : - Les dispositions mises en œuvre pour gérer le contrôle des zones non accessibles (zones occupées au moment du contrôle par des entreposages par exemple) ne sont pas précisées ; - Les plans annexés au programme de contrôle ne permettent pas d'indiquer de manière précise les surfaces réellement contrôlées, ni de gérer les interruptions de contrôle ;
4 Je vous demande de revoir les modalités de contrôle de contamination des voiries, afin de prendre en compte le retour d'expérience de l'événement significatif pour la radioprotection survenu sur un autre CNPE et de garantir la conformité et l'exhaustivité du contrôle radiologique. A.4 Caractérisation des événements significatifs pour la radioprotection et mise en œuvre des actions préventives appropriées dans le cadre de compte-rendu d'évènement significatif relatif à la radioprotection L'article 2.6.2 de l'arrêté en référence [3] prévoit que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer : - son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement 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. » Les inspecteurs ont consulté par sondage la liste des évènements classés intéressant pour la radioprotection par le CNPE de Paluel, et notamment l'évènement relatif à l'exposition interne d'un prestataire lors d'une activité de reconformage d'une coupelle sur le chantier de remplacement des tubes-guide des grappes de commande sur le réacteur n°3 en 2017. La confrontation réalisée entre le métier, le service de prévention des risques et le service sûreté qualité a conclu à la déclaration d'un évènement intéressant pour la radioprotection critère 10 sur la base d'un défaut dans l'analyse de risque de l'activité. Or, le guide de l'autorité de sûreté nucléaire en référence [7] précise les critères de déclaration des événements significatifs relatifs à la radioprotection et en particulier : « Critère 4 - Toute activité (opération, travail, modification, contrôle...) comportant un risque radiologique important, réalisée sans une analyse de radioprotection formalisée (justification, optimisation, limitation) ou sans prise en compte exhaustive de cette analyse. » Je vous demande de tirer le retour d'expérience de cette situation et de vous positionner sur la déclaration d'un évènement significatif pour la radioprotection (ESR) suivant le critère 4 prévu par le guide de l'ASN en référence [7]. A.5 Mise en œuvre des actions préventives identifiées dans le cadre de compte-rendu d'évènement significatif relatif à la radioprotection L'article 2.6.3-I de l'arrêté en référence [3] prévoit que « l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à :
- déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; - définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; - mettre en œuvre les actions ainsi définies ; - évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. »
Les inspecteurs ont consulté le compte-rendu d'évènement significatif relatif à la radioprotection lié à une contamination des locaux 1KA0705 et 1KA0824 supérieure à 400 Bq/cm2 découverte après la détection de deux agents contaminés du service conduite aux portiques C2 en sortie de zone contrôlée. L'une des causes profondes identifiées était liée à l'absence de cartographie réalisée juste après l'évacuation du combustible. L'action préventive correspondante consistait à ajuster les cartographies juste après les mouvements d'eau réalisés en lien avec les évacuations du combustible.
Vos représentants ont indiqué que la procédure relative aux contrôles radiologiques des locaux et zones extérieures a été mise à jour afin de prendre en compte cette action. Néanmoins, la mise à jour de cette procédure intègre désormais la réalisation de cartographie en lien avec les mouvements d'eaux réalisés dans le cadre d'un arrêt de réacteur (niveau d'eau du circuit primaire et piscine du réacteur), mais pas les mouvements d'eaux en lien avec les évacuations du combustible. Je vous demande de mettre en œuvre l'action préventive identifiée dans le compte-rendu d'évènement significatif relatif à la radioprotection visant à réaliser des cartographies dans les locaux concernés après les mouvements d'eau réalisés en lien avec les évacuations du combustible.
## B Compléments D'Information B.1 Suivi D'Actions Particulières Décidées Dans Le Cadre Des Comités Alara1
Les inspecteurs ont consulté le compte-rendu du comité ALARA relatif au chantier à enjeu radiologique fort de lançages des générateurs de vapeur réalisés sur le réacteur n°3 en 2018. Les inspecteurs ont observé que les actions de radioprotection complémentaires retenues lors de ce comité permettant l'optimisation des doses reçues étaient désormais suivies avant le démarrage du chantier par un document intitulé « Revue ALARA ». Par contre, concernant une action décidée lors de ce même comité et qui visait à se rapprocher d'autres CNPE afin d'étudier les bonnes pratiques mises en œuvre dans les opérations d'enlèvement et de remise en place du calorifuge pour permettre l'optimisation des doses sur les chantiers futurs, vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser si cette action avait été réalisée, ni comment le suivi était assuré. Je vous demande de me préciser si cette action a effectivement été réalisée, et plus globalement, comment sont suivies les actions décidées lors des comités ALARA qui ne font pas l'objet d'une revue ALARA avant chantier.
## B.2 Maitrise Documentaire Du Référentiel Radioprotection
En préalable à l'inspection, le CNPE de Paluel a transmis aux inspecteurs des notes et procédures du référentiel radioprotection du site. Les inspecteurs ont observé des lacunes dans la maitrise documentaire de ce référentiel, en particulier :
- Le chapitre IV des règles générales d'exploitation relatif à l'organisation de la radioprotection présente un écart de 18 mois entre la date du dernier indice du document et la date de signature « bon pour exécution » ;
- La note de processus relative à la prise en charge des personnes contaminées contient une erreur dans le logigramme présent en annexe 1 ;
- La dernière mise à jour de la consigne de sécurité et de radioprotection relative à la prise en compte du zonage opérationnel a été effectuée le 19 septembre 2005, alors que la périodicité de réexamen pour ce type de document d'après votre référentiel interne est de 5 ans.
- Des incohérences dans les limites individuelles annuelles réglementaires d'exposition ont été relevées entre le chapitre IV des règles générales d'exploitation relatif à l'organisation de la radioprotection et l'instruction relative à la gestion de la dosimétrie passive et active sur le site de Paluel.
Je vous demande de procéder à la mise à jour de ces différents documents.
## 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.
Le chef de division, Signé par Adrien MANCHON |
INSSN-LYO-2019-0331 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 11 février 2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2019-006726
# Framatome
Établissement de Romans-sur-Isère ZI Les Bérauds - BP 1114 26104 Romans-sur-Isère cédex Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base (INB)**
FRAMATOME - INB no 63 Inspection no INSSN-LYO-2019-0331 du 31 janvier 2019 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 31 janvier 2019 au sein de l'établissement FRAMATOME de Romans-sur-Isère (INB no 63) 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 31 janvier 2019, au sein de l'établissement FRAMATOME de Romans-sur-Isère (INB
no 63), 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'autorisation de modification des installations, à l'analyse des évènements significatifs survenus dans les installations et aux demandes issues des inspections menées par l'ASN. Dans un premier temps, les inspecteurs ont examiné la mise en œuvre effective d'une sélection d'engagements. Dans un second temps, ils se sont rendus dans le bâtiment F2, le local pré-traitement, le local « Pucel », la laverie, le laboratoire L1 et le poste de commandement de crise (PCC). Les conclusions de l'inspection sont satisfaisantes. En effet, les inspecteurs ont relevé positivement le pilotage rigoureux des engagements mis en œuvre par l'exploitant. Les inspecteurs ont toutefois relevé que les nouvelles exigences définies (ED) n° 126250 et 126350, concernant un équipement du laboratoire L1, n'étaient pas identifiées dans la procédure intitulée « Organisation des contrôles techniques relatifs aux exigences définies afférentes aux éléments important pour la protection et activités importantes pour la protection du laboratoire » (LAB0009). Cette action était pourtant une mesure corrective issue de l'analyse d'un évènement significatif impliquant la sûreté, survenu le 28 juin 2018. Par ailleurs, l'exploitant devra identifier les produits chimiques situés derrière le bâtiment F2, conformément au règlement CLP, et vérifier que ces produits sont stockés dans des conditions de sûreté satisfaisantes, notamment sur des rétentions identifiées et contrôlées conformément à la procédure SMI0858 « Gestion des produits chimiques ».
## A. Demandes D'Actions Correctives Suivi Des Contrôles Et Essais Périodiques (Cep) Au Laboratoire L1
Le 28 juin 2018, lors d'une Vérification Indépendante de Sûreté (VIS), il a été constaté que les contrôles périodiques relatifs aux exigences définies(ED) 126250 (température en gaine) et 126350 (pare-étincelle) n'avaient pas été réalisés depuis plus d'un an. Ceci a donné lieu à la déclaration d'un évènement significatif impliquant la sûreté. A la suite de cet évènement, plusieurs mesures correctives et préventives ont été retenues par Framatome. Parmi ces mesures, il a été décidé de mettre à jour la procédure intitulée « Organisation des contrôles techniques relatifs aux exigences définies afférentes aux éléments important pour la protection et activités importantes pour la protection du laboratoire » (LAB0009) afin d'y intégrer les personnes responsables de l'exécution de ces exigences définies (Tableau 1) et celles en charge du contrôle technique (Tableau 2). Cette action a fait l'objet d'un engagement de la part de Framatome identifié R/ASN/2018-095 (délai 31/12/2018). Lors de l'inspection, il a été constaté que ces nouvelles ED n'ont pas été intégrées dans le tableau 1 de la procédure susmentionnée alors que ce manquement a été identifié comme une action inappropriée (AI3). Par ailleurs l'exploitant a indiqué que ces deux CEP ne sont pas identifiés dans le tableau 2 car leur suivi n'est pas à la charge des opérateurs du laboratoire.
Pour l'instant, le suivi a été confié au service ventilation et sera ensuite transféré au service maintenance, lorsque celui-ci sera pleinement opérationnel. Demande A1 : Je vous demande d'ajouter les ED 126250 et 126350 dans la procédure intitulée « Organisation des contrôles techniques relatifs aux exigences définies afférentes aux éléments important pour la protection et activités importantes pour la protection du laboratoire » (LAB0009) et d'y mentionner le service en charge de leur suivi. Je vous demande également de me tenir informé de la réalisation de ces deux CEP et du transfert de leur suivi au service maintenance. Une formation des personnes en charge du suivi des ED du laboratoire était également prévue dans les actions correctives à mener. Cette formation a été réalisée par l'ingénieur sûreté opérationnel (ISO) en décembre 2018 et portait sur la déclinaison des ED. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont interrogé deux opérateurs chargés du suivi et de la réalisation de CEP au laboratoire sur le contenu de cette formation. L'un des opérateurs, pourtant en charge du suivi des CEP des balances, n'avait pas assisté à cette formation.
Demande A2 : Je vous demande de veiller à ce que l'intégralité des personnes du laboratoire en charge du suivi des ED soient formées par l'ISO sur le processus de déclinaison des ED, conformément à votre engagement, référencé R/ASN/2018-096.
## Test D'Efficacité Des Dnf
Lors de l'inspection sur la thématique « confinement statique et dynamique » du 25 avril 2018, les inspecteurs avaient constaté que, pour la réalisation des tests d'efficacité des filtres DNF (dernier niveau de filtration), la distance nécessaire entre le point d'injection de l'aérosol et le média filtrant à tester (10 fois le diamètre de la gaine de ventilation) n'était pas forcément respectée, compte tenu de l'ancienneté du réseau de ventilation. A la suite de ce constat, l'exploitant s'est engagé à reprendre la caractérisation de l'homogénéité des points de prélèvements utilisés pour les tests d'efficacité des DNF, pour les deux INB du site. Cette action est suivie dans le cadre de l'engagement n° 14 du réexamen de l'INB n°98. Toutefois, lors de l'inspection, les inspecteurs ont relevé que cette action n'était pas suivie par l'exploitant pour l'INB
n° 63.
Demande A3 : Je vous demande de suivre l'action de caractérisation de l'homogénéité des points de prélèvements utilisés pour les tests d'efficacité des DNF dans le suivi des engagements de l'INB n° 63.
## Gestion Des Produits Dangereux
Lors de la visite, les inspecteurs ont constaté que des rétentions situées derrière le bâtiment F2 (au sud)
n'étaient pas identifiées et que, par conséquent, elle ne respectaient pas la procédure SMI0858 « Gestion des produits chimiques ». Ils ont également constaté que plusieurs produits chimiques n'étaient pas étiquetés conformément au règlement (CE) 1272/2008 du 16 décembre 2008, dit règlement CLP. L'inspection de l'ASN, réalisée le 20 septembre 2018, avait déjà mentionné que « les produits chimiques historiques devaient être évacués et que, dans l'attente, ils devaient être entreposés dans des conditions de sûreté satisfaisantes : identification des armoires de produits et de leurs risques, mise à disposition de rétentions, balisage des zones. »
Demande A4 : Je vous demande d'identifier les produits chimiques conformément au règlement CLP, sous deux mois, et de vérifier que ces produits soient stockés dans des conditions de sûreté satisfaisantes, notamment sur des rétentions identifiées et contrôlée,s conformément à votre procédure SMI0858.
## Sas Aux Entrées/Sorties De La Zone Uranium
Afin de renforcer le confinement statique de la zone uranium du bâtiment F2, l'exploitant a, dans le cadre d'une mesure compensatoire (MC 2.6) prise à la suite du précédent réexamen de sûreté de l'INB n° 63, condamné les issues de secours des cellules SE8 et SE11 et proposé, dans le cadre d'une mesure additionnelle (MA 3.1), l'installation de trois sas ventilés au niveau des entrées/sorties de la zone uranium à savoir la cellule SE10B, le sas matériel et le sas personnel. Le sas personnel a été modifié pour le mettre en surpression et un sas a été installé au niveau de l'entrée/sortie matériel. L'installation d'un sas en SE10B ou, à défaut, la condamnation de l'issue de secours est toujours en cours. Lors de la visite, les inspecteurs ont constaté que l'issue de secours à proximité immédiate du sas matériel n'était pas encadrée par un sas. Or, l'amélioration X105, proposée lors du réexamen de 2006, consistait à construire des sas ventilés au niveau des portes donnant sur l'extérieur, ce qui est le cas de cette issue de secours. Demande A5 : Je vous demande d'installer un sas ventilé au niveau de l'issue de secours située à proximité immédiate de l'entrée/sortie du matériel afin de renforcer le confinement statique de la zone uranium ou, le cas échéant, de justifier que cette installation n'est pas nécessaire. B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES Sans objet. C. OBSERVATIONS Sans objet. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, 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 Lyon Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-CHA-2019-0217 | Division de Châlons-en-Champagne CODEP-CHA-2019-006914 Châlons-en-Champagne, le 25 février 2019 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Chooz BP 174 08600 GIVET Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire de Chooz B (INB nos 139 et 144)
Inspection n°INSSN-CHA-2019-0217 du 24 janvier 2019 Thème : « Organisation et moyens de crise ».
Références : [1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] - Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base.
[3] - Décision no 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie.
[4] - Décision no 2017-DC-0592 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 13 juin 2017 relative aux obligations des exploitants d'installations nucléaires de base en matière de préparation et de gestion des situations d'urgence et au contenu du plan d'urgence interne.
[5] - Plan d'urgence interne (PUI) de site - D454809309117 - indice 4.
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 inopinée a eu lieu le 24 janvier 2019 sur la centrale nucléaire de Chooz B sur le thème « organisation et moyens de crise ». 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 du site vis-à-vis de la gestion d'une situation d'urgence.
Les inspecteurs ont procédé dans un premier temps à un exercice de crise en dehors des heures ouvrées pour vérifier la capacité du site à gérer une situation d'urgence lorsque les voies de communication routière sont encombrées et que le site est isolé. Dans un second temps, les inspecteurs ont examiné la gestion des formations des équipiers du PUI (définie à l'article 1.1 de l'annexe de la décision [4]), les conventions avec les intervenants extérieurs, la planification des exercices, le suivi du retour d'expérience associé et des essais périodiques de matériels de crise. L'organisation mise en œuvre par la centrale nucléaire de Chooz pour la gestion de crise lorsque le site est isolé est apparue satisfaisante. Vous devrez cependant vous assurer que les différents personnels susceptibles d'intervenir dans la gestion des situations d'urgence soient formés de manière adaptée et améliorer la gestion des consommables utilisés en situation d'urgence.
## Scénario De L'Exercice
Le scénario proposé comportait la réception de données (fictives) reçues par le site la veille, prévoyant une importante perturbation neigeuse en journée du jeudi 24 janvier 2019. Le 24 janvier 2019 à 5h00, le site a reçu fictivement un nouveau bulletin météo l'alertant de chutes de neige exceptionnelles et imminentes bloquant les axes de communication du site dans les heures à venir. À 6h15, une remontée d'alarme (fictive) indiquait la présence d'un incendie ou de fumée dans le local QD570 de la laverie, en zone contrôlée. L'agent chargé de la levée de doute (simulée) s'est rendu sur les lieux afin de confirmer ou d'infirmer la présence d'un départ de feu. Dix minutes plus tard, le scénario prévoyait qu'il ne puisse pas remonter l'information. L'exercice a débuté à 6h25 avec les données précédentes. Les inspecteurs se sont répartis pour observer l'ensemble des intervenants dans la gestion de la situation d'urgence simulée. Un inspecteur est resté en salle de commande du réacteur no 1, les autres se sont rendus dans le local de gestion des situations d'urgence.
À 6h38, en l'absence de remontée d'information de la part de l'agent chargé de la levée de doute, le chef d'exploitation a déclenché une première alerte afin d'activer le point de regroupement des secours (PRS) le plus adapté compte-tenu du vent et au plus proche de la laverie. L'équipe d'intervention devait donc rejoindre ce point pour s'organiser dans les actions de lutte contre l'incendie. Ces actions ne faisaient pas partie des objectifs de l'inspection. Il était prévu, dans le scénario, que ces premières actions échouent et que le feu se poursuive.
Juste après l'activation du PRS, le chef d'exploitation (CE) a échangé sur la situation par téléphone à 6h40 avec l'astreinte « directeur de crise » du site (PCD1). En appliquant le logigramme d'orientation initiale, qui permet de mettre en place le plan d'urgence adapté à la situation, le CE a proposé au PCD1 de déclencher un plan d'urgence interne « sûreté radiologique » (PUI-SR). Cette proposition ne prenait pas en compte le blocage du site par la neige. Après un rappel par l'inspecteur des contours du scénario, une nouvelle application du logigramme a conduit le CE à suggérer au PCD1 de déclencher un PUI « sûreté aléas climatiques et assimilés » (PUI-SACA) qui couvre les dispositions du PUI-SR. La décision de déclenchement du PUI-SACA a été prise à 6h50. Cependant, celui-ci n'a réellement été déclenché qu'à 7h11. Les astreintes d'EDF ont reçu l'ordre de se rendre sur le site afin de mettre en place l'organisation de crise. Le PCD1 a alerté les autorités et les services centraux d'EDF. Le système d'alerte de l'ASN a été déclenché à 7h33 ; le PCD1 a indiqué dans son message qu'un PUI SACA avait été déclenché sur le site de Chooz sur le critère « feu en zone contrôlée avec un aléa climatique bloquant la totalité du site ».
La prescription no 30 du PUI [5] dispose que chaque PC doit être opérationnel dans un délai d'une heure maximum après l'alerte. Les inspecteurs ont pu vérifier que les astreintes se sont présentées au local de gestion des situations d'urgence en moins d'une heure. Afin de simuler les difficultés d'accès au site, les inspecteurs n'ont cependant laissé rentrer au local de gestion des situations d'urgence que certains équipiers du PUI afin de n'assurer qu'un gréement minimal des différents postes de commandement de crise du site (soit 2 à 3 équipiers par poste de commandement).
A. DEMANDES D'ACTIONS CORRECTIVES
## Actions Correctives À La Suite De L'Exercice
Le PUI a été déclenché à 7h11 par l'astreinte direction (PCD1). L'alerte à l'ASN a été donnée à 7h33, soit plus d'une heure après le début de l'évènement. L'article 7.3 de l'arrêté [2] dispose que « *L'exploitant met en place dans son installation une organisation permanente* comprenant la désignation de personnels ayant la capacité d'apprécier la gravité d'une situation et le pouvoir de déclencher le plan d'urgence interne prévu au 4° du II de l'article 20 du décret du 2 novembre 2007 [susvisé] et de lancer rapidement les actions appropriées. » L'article 7.2 de l'arrêté [2] dispose que « *En situation d'urgence, l'exploitant d'une installation nucléaire de base :* ― alerte sans délai le préfet, l'Autorité de sûreté nucléaire et les organismes et services extérieurs dont l'alerte est prévue dans le plan d'urgence interne mentionné au 4° du II de l'article 20 du décret du 2 novembre 2007 susvisé ; … » La décision de déclenchement du PUI SACA, sa mise en application et l'alerte à l'ASN ont semblé tardifs. En outre, bien que les équipiers du PUI présents dans le local de gestion des situations d'urgence aient très bien appliqué les livrets du PUI prévus pour engager les premières actions lorsque le site est isolé, la plupart des postes de commandement ont mis 20 à 30 minutes pour se diriger vers ces livrets. Les inspecteurs ont constaté qu'il y avait une différence sensible de niveau d'information entre chaque poste de commandement. Par exemple, les équipiers du poste de commandement contrôles (PCC) n'ont disposé de l'information concernant le départ de feu dans le local de la laverie qu'après 8h30. Le II de l'article 7.6 de l'arrêté [2] dispose que « Les exercices et les situations d'urgence réelles font systématiquement l'objet, respectivement, d'une évaluation ou d'un retour d'expérience. Si nécessaire, le plan d'urgence interne est mis à jour et modifié au vu des enseignements tirés »
Cet article est repris à la prescription no 140 de votre PUI [5] « Tout exercice global fait l'objet d'une évaluation permettant au besoin la mise à jour du PUI. L'analyse est formalisée dans un compte-rendu ». Demande A1 : Je vous demande de prendre en compte les constats relevés et d'identifier des actions correctives adéquates et de me transmettre le compte-rendu de l'exercice et les mesures correctives associées.
## Armoires Pui
À la suite de l'exercice, les inspecteurs ont fait ouvrir des armoires au local de gestion des situations d'urgence dans lesquelles se trouvent des consommables utilisés en situation de crise. Ils ont constaté que la date d'expiration de toutes les cartouches des masques est 2018, que les médicaments contenus dans les deux trousses de secours ont des dates d'expiration allant de 2015 à 2018 et que les rations de survie ont des dates limites d'utilisation optimale de 2017. Les inspecteurs n'ont toutefois pas détecté de défaut d'inventaire de ces armoires.
La prescription no 116 de votre PUI [5] prévoit que « le site met en place une liste d'inventaire et une vérification périodique garantissant dans le temps la présence et la disponibilité des équipements nécessaires dans … les locaux de gestion des situations d'urgence… » L'article 7.2 de l'annexe de la décision [4] dispose que « *I. - Les locaux de gestion des situations d'urgence et les* postes de commandement et de coordination mobiles sont accessibles, disponibles et habitables dans les situations d'urgence pour lesquelles leur utilisation est prévue, qu'elles soient d'origine interne ou externe, y compris en cas de rejets de longue durée de substances radioactives ou dangereuses. L'exploitant vérifie périodiquement leur accessibilité, leur disponibilité et leur habitabilité. II. - Les locaux de gestion des situations d'urgence ont une autonomie adaptée aux enjeux en termes d'alimentation électrique, de conditionnement thermique, de filtration d'air et d'approvisionnement en nourriture et en eau. »
Demande A2 : Je vous demande de réapprovisionner sans délai les locaux de gestion des situations d'urgence en consommables valides (c'est-à-dire, n'ayant pas dépassé la limite de péremption ou d'utilisation).
Votre site réalise des contrôles semestriels des consommables dédiés au PUI. Les inspecteurs ont constaté que le dernier contrôle de 2018 mentionnait le dépassement de ces dates, notamment pour la trousse de secours (expirée depuis 2015) ; le contrôle est certes bien réalisé mais certains consommables restent périmés.
Demande A3 : Je vous demande d'analyser et de renforcer votre processus de contrôle des armoires PUI et de tous les matériels dédiés au PUI.
## Défaut Dans Les Procédures
Lors du déclenchement du PUI, le CE a utilisé un logigramme d'orientation initiale de décembre 2015 alors que ce dernier a été mis à jour en août 2018 (indice 4). Le a) de l'article 2.1 de l'annexe de la décision [4] dispose que « *L'exploitant met en place l'organisation lui* permettant de préparer la gestion d'une situation d'urgence, notamment en mettant en œuvre les formations du personnel et les exercices, en prenant en compte le retour d'expérience national et international et en assurant la tenue à jour du plan d'urgence interne et des documents qui y sont référencés »
## Demande A4 : Je Vous Demande De Vous Assurer De La Tenue À Jour De La Documentation De Crise. Doctrine Incendie
Les inspecteurs ont noté que l'agent chargé du levé de doute se rend seul sur les lieux du départ de feu supposé. Il peut, dans la mesure de ses moyens et compétences, tenter l'extinction du foyer. L'article 3.2.2-1 de l'annexe de la décision [3] 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 A5 : Je vous demande de mettre votre organisation de lutte contre les incendies en cohérence avec la décision [3]. Les inspecteurs ont consulté les carnets individuels de formations de quatre des équipiers de crise d'astreinte du jour. La traçabilité et le suivi des formations sur les carnets inspectés sont satisfaisants. La nomination de ces agents était formalisée dans un document. La « reconstruction progressive de l'organisation de crise » est une évolution du PUI mise en œuvre en 2018. En fonction du rôle dans l'organisation de crise, des informations et des formations ont été dispensées aux équipiers de crise fin 2018. Cependant, lors de l'exercice, les inspecteurs ont constaté que la mise en place de cette « reconstruction progressive de l'organisation de crise » était difficile. Les équipiers ont utilisé tardivement les procédures prévues lorsque le site est isolé. L'article 4.2 de l'annexe de la décision [4] dispose que « *Le développement et le maintien des compétences des* équipiers de crise reposent notamment sur des formations, des exercices de crise et des mises en situation. La formation, qui porte notamment sur le contenu du plan d'urgence interne, est renouvelée périodiquement. Elle est en outre renouvelée à chaque évolution notable du plan d'urgence interne et chaque fois que nécessaire, notamment en cas de changement d'affectation à une fonction PUI. L'exploitant s'assure périodiquement que le contenu des formations, des mises en situation et des exercices est adapté aux compétences requises des équipiers. » Demande A6 : Je vous demande de renforcer la formation ou la sensibilisation relative à la
« reconstruction progressive de l'organisation de crise ».
Vous avez prévu de réaliser tous les trois ans un exercice mettant en œuvre cette évolution. Les inspecteurs n'ont pas pu dérouler la reconstruction jusqu'au bout. Demande A7 : Je vous demande de programmer un exercice en dehors des heures ouvrables et inopiné, mettant en œuvre la « reconstruction progressive de l'organisation de crise » au moins jusqu'au retour au gréement « classique ».
## B. Demandes D'Informations Complementaires Exercices
Les inspecteurs ont constaté, au regard du programme d'exercices de 2018 et 2019, que le nombre et les types d'exercices étaient adaptés. En outre, chaque exercice fait l'objet d'un retour d'expérience faisant émerger des actions correctives ou des axes d'amélioration.
Un suivi des actions correctives, associé à des délais, est réalisé. Il repose sur des échanges informels entre le chargé de PUI et le directeur sûreté. Les inspecteurs ont constaté que des actions avaient été reportées à plusieurs reprises. L'absence de formalisme dans ce suivi ne permet pas de justifier les causes de ces reports et l'analyse de leurs conséquences potentielles. Demande B1 : Je vous demande de proposer des mesures d'amélioration pour augmenter la robustesse du suivi des actions correctives provenant notamment d'exercices, de situations réelles.
## C. Observations C.1 Défauts Matériels
Les inspecteurs ont constaté que deux horloges présentes au local technique de crise du réacteur no 1 indiquaient toutes les deux 23h00. Il a été indiqué que ces horloges ne sont pas utilisées.
## C.2 Accès Des Inspecteurs Sur Le Site
Des raisons techniques ont conduit à une durée des formalités d'accès des inspecteurs au site plus longue que prévue. Je vous demande de préciser les raisons de ce délai inhabituel. 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 la division, Signé par Jean-Michel FERAT |
INSSN-LYO-2018-0441 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 31 octobre 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-053202 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin CNPE du Tricastin CS 40009 26 131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX
CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire du Tricastin (INB n°87 et 88) Inspection n° INSSN-LYO-2018-0441 du 25 octobre 2018 Thème « Agressions climatiques (foudre, grand froid et grand chaud) » Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 4 octobre 2010 relatif à la prévention des risques accidentels au sein des installations classées pour la protection de l'environnement soumises à autorisation modifié [3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [4] Règle particulière de conduite Grand froid Palier CPY - D455031072639 ind. 2 du 6 mars 2015
[5] Règle particulière de conduite Grand chaud Palier CPY - D4550.31-11/0377 ind. 0 du 13 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 au code de l'environnement, cité en référence [1], une inspection courante a eu lieu le 25 octobre 2018 sur la centrale nucléaire du Tricastin relative aux agressions climatiques. 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 25 octobre 2018 sur la centrale nucléaire du Tricastin sur le thème des agressions climatiques avait pour but d'examiner les moyens mis en œuvre par l'exploitant pour prendre en compte les risques générés par différentes agressions climatiques, notamment la foudre et les périodes caniculaires ou de froid intense. Les inspecteurs ont contrôlé la déclinaison, par l'exploitant, des prescriptifs applicables et les opérations engagées pour se prémunir de ces agressions. Ils ont également contrôlé les mesures prises par l'exploitant à la suite des demandes de l'ASN issues de la précédente inspection sur cette thématique, réalisée le 1er juillet 2014.
Concernant le risque foudre, il ressort de cette inspection que le site s'est amélioré sur le respect des périodicités des vérifications des installations de protection contre la foudre (vérifications visuelles, complètse et à la suite d'un impact de foudre). Néanmoins, dans le cas où ces vérifications relèvent des non-conformités des installations des protections contre la foudre, l'exploitant ne respecte pas le délai maximal d'un mois pour remettre en conformité ces installations conformément à la réglementation en vigueur. Concernant les risques de grand froid et de grand chaud, l'application des règles de conduite définies au niveau national et relatives à la conduite du réacteur en période de grand froid n'est pas suffisamment rigoureuse. Précisément, l'organisation retenue sur le site n'est pas adaptée pour respecter la date limite du 31 octobre de chaque année pour une mise en configuration hivernale de la centrale nucléaire du Tricastin. Concernant le risque de grand chaud, l'application des règles définies par les services centraux d'EDF et relatives à la conduite du réacteur en période de « grand chaud » est perfectible notamment sur la surveillance de l'installation en cas de phase de « vigilance » ainsi que sur la définition des critères pour passer du niveau de « vigilance » à celui de « veille ».
## A. Demandes D'Actions Correctives Risque Foudre
*Traitement des écarts relevés lors des vérifications des dispositifs de protection contre la foudre* Conformément à l'article 21 de l'arrêté en référence [2], « une vérification visuelle est réalisée annuellement par un organisme compétent. L'état des dispositifs de protection contre la foudre des installations fait l'objet d'une vérification complète tous les deux ans par un organisme compétent. Les agressions de la foudre sur le site sont enregistrées. En cas de coup de foudre enregistré, une vérification visuelle des dispositifs de protection concernés est réalisée, dans un délai maximal d'un mois, par un organisme compétent. Si l'une de ces vérifications fait apparaître la nécessité d'une remise en état, celle-ci est réalisée dans un délai maximal d'un mois ». Les inspecteurs ont consulté le dernier rapport de vérification visuelle des installations de protection contre la foudre qui a été réalisé par un organisme compétent le 16 août 2018. Ce rapport de vérification fait apparaître une remarque : l'exploitant ayant installé une antenne et une parabole au niveau d'un bâtiment sans mener en amont une analyse relative au risque foudre, le rapport de vérification stipule la nécessité de réaliser une étude technique pour définir les protections contre la foudre. Le jour de l'inspection, il a été constaté qu'aucune action n'avait été engagée afin de résorber cette non-conformité. Par ailleurs, les inspecteurs ont également consulté les deux derniers rapports des vérifications complètes bisannuelles des dispositifs de protection contre la foudre. Le rapport de vérification réalisé le 20 juillet 2015 retrace un écart sur le parafoudre courant fort des sirènes PPI1. L'exploitant a indiqué que le parafoudre a été remis en état le 28 juin 2016, soit plus d'un an après la détection.
Le rapport de vérification du 25 août 2017 signale également l'existence d'une non-conformité qui a été résorbée le 14 février 2018, soit six mois après la détection. Enfin, conformément à l'article 21 de l'arrêté cité en référence [2], lorsqu'un impact de foudre, ou tout ou partie de son ellipse de confiance, est situé à l'intérieur du périmètre du site, vous devez réaliser dans un délai d'un mois une vérification visuelle des dispositifs de protection affectés. Les inspecteurs ont constaté que les impacts de foudre relevés le 5, le 9 et le 14 août 2018 ont fait l'objet d'une vérification visuelle le 3 septembre 2018 par un organisme compétent. Cette vérification a mis en évidence une non-conformité. Cet écart a fait l'objet d'une demande de travaux (DT 592170). Les inspecteurs ont constaté que cette demande de travaux sera traitée sur le cycle en cours (priorité 4). En choisissant une priorité 4 pour le traitement, l'exploitant ne s'assure pas que écart soit remis en état dans un délai maximal d'un mois après la vérification visuelle.
Ainsi, l'exploitant ne respecte pas le délai maximal d'un mois pour remettre en état les dispositifs de protection contre la foudre. Demande A1 : lorsque les vérifications visuelle annuelle, complète bisannuelle et faisant suite à un impact de foudre font apparaître la nécessité d'une remise en état, je vous demande de respecter le délai maximal d'un mois pour remettre en état les dispositifs de protection contre la foudre conformément à l'article 21 de l'arrêté du 4 octobre 2010 modifié cité en référence [2].
Vous transmettrez à la division de Lyon de l'ASN les actions que vous aurez engagées afin de respecter cette prescription.
Demande A2 : je vous demande de résorber dans les plus brefs délais la demande de travaux DT 592170. Vous transmettrez à la division de Lyon de l'ASN les éléments permettant de justifier que vous avez traité cette demande de travaux.
*Contrôle technique d'une activité importante pour la protection* La réalisation de l'analyse du risque de foudre constitue une activité importante pour la protection (AIP). Conformément à l'article 2.5.2 et 2.5.3 de l'arrêté cité en référence [3], « *l'exploitant identifie les activités* importantes pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour » et « *chaque AIP 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 ». Toutefois, l'exploitant n'a pas été en mesure de définir les exigences définies afférentes à la réalisation de l'analyse du risque foudre considérée comme AIP ni de la bonne réalisation du contrôle technique permettant de s'assurer que l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour les éléments importants pour la protection concernés. Demande A3 : je vous demande de définir, en application de l'article 2.5.2 de l'arrêté cité en référence [3], les exigences définies afférentes à la réalisation de l'analyse du risque de foudre qui est considérée comme AIP. Demande A4 : je vous demande présenter l'organisation qui vous permettra, en application de l'article 2.5.3 de l'arrêté cité en référence [3], de réaliser et de tracer les actions de contrôle technique, qui permet de s'assurer que cette activité importante pour la protection est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité.
## Les Agressions Climatiques Grand Froid Et Grand Chaud 4
Les règles particulières de conduite (RPC) grand chaud et grand froid édictées par la division production nucléaire doivent être déclinées sur l'ensemble des centrales nucléaires. Ces règles précisent l'ensemble des dispositions matérielles et organisationnelles à mettre en place lors des différents seuils d'alerte définis pour anticiper et maîtriser les risques liés aux périodes de canicule et aux vagues de froid. Ces dispositions de surveillance et de conduite sont décrites dans les règles particulières de conduite doivent être déclinées par chaque site sous forme de consignes de conduite.
*Déclinaisons des prescriptions des RPC grand froid et grand chaud* Les RPC grand froid et grand chaud citées en références [4] et [5] prescrivent aux centrales nucléaires les règles à intégrer dans leurs consignes de site « grand froid » et « grand chaud ». L'exploitant a présenté les deux notes de déclinaison locale dans lesquelles les règles particulières de conduite grand froid (note référencée D453414029135 du 25 octobre 2016) et grand chaud (note référencée D453414013152, ind. 0 du 30 juin 2014) ont été intégrées. Les inspecteurs ont constaté que ces notes de déclinaison ne sont pas des documents auto-suffisants, auto-portants et opérationnels. Ainsi, la note de déclinaison locale de la RPC grand chaud ne comporte notamment pas les températures de l'air extérieur et de l'eau du canal du Rhône à partir desquelles le site doit passer en phase « vigilance », « pré-alerte » et « alerte », températures qui sont spécifiques à chaque site. Demande A5: je vous demande de décliner dans des documents auto-portants et opérationnels les règles particulières de conduite grand froid et grand chaud citées en références [4] et [5].
Vous transmettrez à la division de Lyon de l'ASN la mise à jour de ces documents.
## 1/ Grand Froid
*Mise en configuration grand froid de la centrale nucléaire du Tricastin* La RPC relative à la période de « grand froid » détermine l'entrée en phase de veille (lorsqu'aucune menace n'est matérialisée) sur une base calendaire définie nationalement et dès lors que la RPC grand chaud cesse de s'appliquer. Précisément, chaque centrale nucléaire définit une date précise d'application comprise entre le 15 septembre et le 31 octobre pour l'application de la RPC grand froid. La fin d'application de la RPC grand froid s'effectue de la même manière entre le 1er avril septembre et le 31 mai, date à laquelle la RPC grand chaud doit alors être mise en œuvre.
Le site du Tricastin a indiqué que la date d'entrée en phase « veille » a été fixée au 1er octobre de chaque année. Toutefois, au 25 octobre 2018, l'exploitant n'avait pas encore placé la centrale nucléaire du Tricastin en configuration hivernale.
## O Revue De Projet Grand Froid
L'organisation retenue par le site relative à la maîtrise des agressions climatiques grand froid prévoit la réalisation d'une revue de projet annuelle à réaliser avant le basculement en configuration hivernale des installations. Cette revue permet de préparer le site à se mettre dans la configuration adéquate et constitue un document de préparation et de suivi des activités qui doivent être réalisées (réparation de matériels requis au titre du « grand froid », etc.). Cette revue technique doit être réalisée suffisamment en amont de la date limite de passage en configuration hivernale afin que l'ensemble des travaux devant être réalisés sur ces matériels soit réalisé avant le passage en configuration hivernale des quatre réacteurs.
Le jour de l'inspection, la revue de projet grand froid n'avait pas encore été réalisée et était fixée au 29 octobre 2018, soit deux jours avant la date limite de passage du site en configuration hivernale. Par ailleurs, les inspecteurs ont noté que cette situation n'est pas nouvelle puisque le comité « grand froid 2017 » a été tenu le 7 décembre 2017, soit plus d'un mois après la date limite de passage en configuration hivernale.
L'ASN considère que cette revue de projet « grand froid » n'est pas réalisée suffisamment en amont du 31 octobre afin :
- d'identifier les matériels requis au titre du « grand froid » et qui nécessitent une remise en état ;
- **de remettre en état ces matériels avant le 31 octobre 2018, date limite de passage en**
configuration « grand froid » ;
- **ou de mettre en place les parades nécessaires dans les cas où des réparations du**
matériel ne seraient pas réalisables.
o *Déclinaison opérationnelle de la RPC grand froid*
Afin de passer le site en configuration hivernale, l'exploitant met en œuvre les documents opérationnels suivants :
- un essai périodique référencé EPC ENV 129 lui permettant notamment de surveiller les fonctions de la centrale nucléaire sensibles au grand froid, de vérifier les lignages et les mises en configuration des circuits, de contrôler la température des locaux renfermant des matériels sensibles au « grand froid » et de contrôler la fermeture des portes et l'étanchéité des entrées d'air dans les locaux à protéger ;
- la consigne opérationnelle référencée CSE ENV 6 qui vise à mettre en configuration hivernale l'ensemble de l'installation, avant l'entrée effective en phase « veille » de la RPC grand froid. Cette consigne comporte notamment en annexe 1 un document à mettre en œuvre au mois d'octobre.
Les inspecteurs ont constaté que l'essai périodique EPC ENV 129 n'avait pas été réalisé le jour de l'inspection. Ainsi, une semaine avant la date limite de passage en configuration hivernale, l'exploitant n'a pas une vision de la disponibilité du matériel requis au titre du grand froid. Par ailleurs, l'exploitant a précisé que l'annexe 1 susmentionnée de la consigne CSE ENV 6 n'avait pas été déployée sur le site au mois d'octobre. Une demande de modification de cette consigne est en cours de validation afin de supprimer l'annexe 1 relative à la mise en configuration hivernale du site dès le mois d'octobre. Néanmoins, l'exploitant n'a pas présenté aux inspecteurs cette demande de modification.
L'ASN estime que l'absence de déploiement des documents opérationnels susmentionnés cidessus sept jours avant la date limite de passage du site en configuration hivernale n'est pas satisfaisante, notamment pour garantir la disponibilité du matériel requis au titre du « grand froid » et donc un passage en phase « vigilance » dans les plus brefs délais. Demande A6 : je vous demande de mettre en place une organisation rigoureuse vous permettant de garantir le passage de la centrale nucléaire du Tricastin en configuration hivernale au plus tard le 31 octobre de chaque année. Vous transmettrez à la division de Lyon de l'ASN l'organisation retenue vous permettant de respecter la date limite de passage en configuration hivernale fixée par la RPC « grand froid ».
Demande A7 : je vous demande de lister l'ensemble des demandes de travaux ayant un caractère bloquant pour le passage en configuration hivernale de la centrale nucléaire du Tricastin. Vous transmettrez à la division de Lyon de l'ASN les éléments permettant de justifier que ces demandes de travaux ont été traitées avant la mise en configuration hivernale du site.
o *Mise en configuration hivernale au cours de l'automne 2017* La consigne opérationnelle CSE ENV 6 permettant de passer la centrale nucléaire du Tricastin en configuration hivernale en 2017 a été examinée le jour de l'inspection. Les inspecteurs ont constaté que cette consigne n'était que partiellement réalisée. Cette réalisation partielle n'est pourtant pas entièrement justifiée.
Demande A8 : je vous demande de vous assurer que la consigne opérationnelle CSE ENV 6 a été réalisée de manière complète pour la mise en configuration hivernale 2018. Vous transmettrez les éléments à la division de Lyon de l'ASN permettant de justifier la réalisation complète.
## 2/ Grand Chaud 6 Suivi Météorologique
La prescription P.1 de la RPC grand chaud citée en référence [5] demande notamment de « *consulter la* température amont du cours d'eau, la température du cours d'eau et les prévisions de températures de l'eau de J à J+4 et la température de l'air et le suivi de prévision des températures de l'air ». La température amont du cours d'eau et le suivi des prévisions de températures de l'air sont mesurées par la centrale nucléaire du Tricastin. La division technique générale (DTG) d'EDF transmet périodiquement à la centrale nucléaire du Tricastin un bulletin de prévision de température de l'eau du Rhône. Toutefois, l'exploitant n'a pas été en mesure de confirmer aux inspecteurs que les mesures de température fournies par la DGT correspondent bien aux températures au droit du site (canal du Rhône) et non à celles du Rhône.
Demande A9 : je vous demande de vous assurer que les températures de l'eau fournies par l'unité d'ingénierie DTG correspondent bien à celles au droit du site (c'est-à-dire à celle du canal du Rhône). Vous indiquerez les conclusions à la division de Lyon de l'ASN.
La RPC grand chaud prescrit également un contrôle métrologique pour vérifier le bon état de la chaîne de mesure de température de l'eau et dans certains cas, un contrôle de représentativité de la mesure. Ce contrôle de représentativité consiste à effectuer un profil de contrôle. Le jour de l'inspection n'a pas été en mesure de présenter les résultats des contrôles métrologiques susmentionnés.
Demande A10 : je vous demande de mettre en œuvre le contrôle métrologique pour vérifier le bon état de la chaîne de mesure de température de l'eau selon les périodicités définies dans l'annexe 2 de la RPC « grand chaud » citée en référence [5].
## Suivi De L'Installation Durant La Phase De « Vigilance » 7
Au vu des températures de l'air extérieur et de la température de l'eau, la centrale nucléaire du Tricastin est entrée en phase « vigilance » à partir du 25 juillet 2018 jusqu'au 26 septembre 2018. Les inspecteurs ont consulté la consigne opérationnelle CSE ENV 5 qui retrace les actions réalisées et mises en œuvre sur la centrale nucléaire du Tricastin en situation de grand chaud, en phase de « vigilance ». Durant la phase de « vigilance », la consigne CSE ENV 5 prescrit notamment la vérification quotidienne de la température de la piscine du bâtiment combustible et des températures de l'huile du transformateur principal et du transformateur de soutirage. L'exploitant n'a pas été en mesure de justifier que ces températures ont été mesurées quotidiennement après le 29 août 2018 alors que le site est sorti de la phase de « vigilance » le 26 septembre 2018. Demande A11 : je vous demande de mettre en place les actions correctives nécessaires vous permettant de vous assurer que l'ensemble des contrôles prescrits par la consigne opérationnelle CSE ENV 5 soit réalisé de manière exhaustive durant les phases de « vigilance ». Vous transmettrez à la division de Lyon de l'ASN les actions que vous aurez mises en œuvre.
*Passage de l'état de « vigilance » à l'état de « veille »*
Lors de l'amélioration des conditions climatiques, le site peut décider de repasser à des niveaux d'alerte inférieurs. Cette décision s'appuie sur deux critères :
- les prévisions météorologiques et hydrologiques ; - le constat de baisse des températures de l'air et de l'eau.
Afin de passer de l'état de « vigilance » à l'état de « veille », la centrale nucléaire du Tricastin doit respecter les deux critères suivants :
- une température maximale de l'air et une prévision de température maximale à 3 jours inférieure à 31 °C ;
- une température maximale de l'eau et une prévision de température maximale à 3 jours inférieure à 20,5 °C.
De manière à obtenir les prévisions de température maximale à 3 jours, l'exploitant s'appuie sur le bulletin de prévision de température de l'eau du Rhône à Tricastin fourni deux fois par semaine en phase de « vigilance » par l'unité d'ingénierie DTG. Ce bulletin fournit plusieurs prévisions de températures de l'eau :
- des prévisions de températures moyennes journalières, avec des probabilités de dépassement à 10 %, 25 %, 50 %, 75 % et 90% ;
- et des prévisions de températures maximales journalières, avec des probabilités de dépassement à 10 %, 25 %, 50 %, 75 % et 90%.
Néanmoins, l'exploitant n'a pas été en mesure de justifier quelles prévisions sont utilisées pour respecter le second critère de sortie de la phase de « vigilance ». Les inspecteurs ont également constaté qu'en utilisant les prévisions de températures maximales journalières fournies par la DTG, avec une certaine probabilité de dépassement, la phase de « vigilance » aurait pu être prolongée jusqu'au 29 septembre 2018. Demande A12 : je vous demande de caractériser précisément les deux critères (températures de l'air et de l'eau) permettant de baisser du niveau de « vigilance » à celui de « veille ».
## Demandes Particulières Dp 175 Et Dp 180
Les demandes particulières d'EDF (DP) 175 et 180, émises à la suite des températures caniculaires de l'été 2003 qui ont notamment affecté les centrales nucléaires, prévoient la mise en œuvre d'actions préventives afin d'assurer un fonctionnement satisfaisant et une efficacité optimale des équipements et des systèmes utilisés pour lutte contre les températures élevées. Lors de la précédente inspection, l'ASN vous avait demandé d'indiquer de quelle manière vous répondiez à l'ensemble des demandes des DP 175 et 180 en précisant celles qui ont été reprises au sein de documents pérennes. Dans votre courrier de réponse du 29 septembre 2014, vous aviez répondu que les deux DP avaient été reprises dans des programmes de maintenance, des logiciels de suivi de tendance ou documents de façon à ce que celles-ci soient pérennes. Le jour de l'inspection les inspecteurs ont souhaité examiner la bonne intégration des demandes des DP 175 et 180. Néanmoins, vous n'avez pas été en mesure de justifier cette intégration. Demande A13 : je vous demande de justifier auprès de la division de Lyon de l'ASN que les demandes des DP n° 175 et 180 ont bien été intégrées dans des documents pérennes.
## B. Compléments D'Information 9 La Foudre
*Traitement des écarts relevés lors des vérifications des dispositifs de protection contre la foudre* L'organisme compétent qui est intervenu dans le cadre de l'étude technique de protection contre la foudre en 2013 a également rédigé une notice de vérification et de maintenance des équipements de protection contre la foudre. Les inspecteurs avaient observé lors de la précédente inspection réalisée en 2014 que la liste des installations contenues dans cette notice ne correspondait pas à celle utilisée par le prestataire réalisant les vérifications visuelles annuelles.
Le jour de l'inspection, les inspecteurs ont à nouveau constaté que la liste utilisée par le prestataire ayant réalisé la vérification complète bisannuelle en 2015 différait de celle de la notice de vérification et de maintenance. Le bâtiment 4 « BDS - Antennes Pylône » n'apparaissait pas dans les bâtiments contrôlés lors de la vérification complète menée le 20 juillet 2015.
Toutefois, l'ensemble des installations listées dans la notice de vérification et de maintenance a fait l'objet d'un contrôle au cours de la vérification complète bisannuelle du 25 août 2017. Demande B1 : je vous demande de veiller à ce qu'à chaque vérification réalisée par un prestataire (vérification visuelle annuelle et vérification complète bisannuelle), l'ensemble des installations listées dans la notice de vérification et de maintenance fasse l'objet d'un contrôle.
## Les Agressions Grand Froid Et Grand Chaud 1/ Grand Froid
*Mise en configuration grand froid de la centrale nucléaire du Tricastin* o *Déclinaison opérationnelle de la RPC grand froid* L'exploitant a précisé que l'annexe 1 de la consigne CSE ENV 6 n'avait pas été déployée sur le site. En effet, une demande de modification de cette consigne est en cours de validation afin de supprimer l'annexe 1 relative à la mise en configuration hivernale du site dès le mois d'octobre. Néanmoins, l'exploitant n'a pas présenté aux inspecteurs la demande de modification en cours.
Demande B2 : je vous de demande de transmettre à la division de Lyon de l'ASN les éléments permettant de justifier votre demande de modification de la consigne CSE ENV 6.
## C. Observations
C1. L'exploitant a réalisé une analyse du risque foudre prenant notamment en compte les nouveaux bâtiments abritant les diesels d'ultime secours (DUS). Cette analyse du risque foudre est datée du 24 septembre 2018. Conformément à l'article 20 de l'arrêté référencé en [2], l'exploitant veillera à ce que
« *l'installation des dispositifs de protection et la mise en place des mesures de prévention soit réalisées, par un organisme* compétent, à l'issue de l'étude technique, au plus tard deux ans après l'élaboration de l'analyse du risque foudre ».
*
* *
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 chef de la division de Lyon de l'ASN,
signé par Olivier VEYRET
1 |
INSSN-LYO-2018-0432 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 7 janvier 2019 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-001173 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 (INB)**
Centrale nucléaire du Tricastin (INB n° 87 et 88)
Référence à rappeler dans toute correspondance : INSSN-LYO-2018-0432 Thème : « R.2.2 - Conduite normale » 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) prévu au code de l'environnement en référence, une inspection inopinée a eu lieu le 17 décembre 2018 sur la centrale nucléaire du Tricastin.
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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection de la centrale nucléaire du Tricastin du 17 décembre 2018 concernait la gestion de la conduite normale des réacteurs. Les inspecteurs se sont intéressés à la surveillance en salle de commande en contrôlant notamment la vérification des paramètres prescrits par les règles générales d'exploitation (RGE), le traitement des indisponibilités de matériels et la vérification des alarmes présentes en salle de commande.
Il ressort de cette inspection que les paramètres des spécifications techniques d'exploitation1 étaient correctement vérifiés par les opérateurs et les paramètres contrôlés par sondage étaient respectés. Par ailleurs, la sérénité en salle de commande était respectée. Toutefois, il a été constaté que certaines demandes de travaux en lien avec des indisponibilités matérielles et générant des alarmes n'étaient pas traitées dans les délais impartis, notamment celles demandant une intervention sous deux semaines.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Les inspecteurs ont relevé la présence d'alarmes en salle de commande des réacteurs 1 et 2. A cette occasion, les inspecteurs ont vérifié la bonne prise en compte de ces alarmes par l'équipe de conduite avec notamment le respect des actions à mener préconisées dans les fiches d'alarmes associées. Les inspecteurs ont relevé que parmi ces alarmes, certaines concernaient des indisponibilités matérielles fortuites, qui ont fait l'objet de demandes de travaux (DT)2 par le service conduite.
Les inspecteurs ont relevé que le délai de certaines DT affectées au traitement des alarmes relatives aux indisponibilités matérielles fortuites était dépassé. Les alarmes relevées par les inspecteurs et présentes en salle de commande du réacteur 1 étaient les suivantes :
- les alarmes repérées 1 CRF 005 et 006 AA relatives à une pression basse au niveau des presseétoupes apparues respectivement le 23 août 2018 et le 20 novembre 2018. Des DT (DT
n°627407 et n°647636) ont été ouvertes les 11 octobre 2018 et 19 novembre 2018 ;
- les alarmes repérées 1 SIT 005 et 007 AA relatives à une indisponibilité d'une pompe de prélèvement au niveau du condenseur apparues le 8 novembre 2018. Une demande de travaux a été ouverte le 8 novembre 2018 pour réparer la pompe (DT n° 642188) ;
- l'alarme repérée 1 REN 056 AA apparue le 16 novembre 2018 relative à une présence trop important d'éthanolamine dans la bâche. Une DT a été ouverte le 19 novembre 2018 pour changer le composant du déminéraliseur repéré 1 APG 004 DE (DT n° 647378) ;
- l'alarme repérée 0 DVB 901 AA relative à une différence de pression élevée au niveau des filtres apparue le 11 avril 2018. Une DT a été ouverte le 19 août 2018 pour contrôler et régler la mesure de la différence de pression repérée 0 DVB 007 LP (DT n° 600221) ;
- l'alarme repérée 0 DEB 901 AA relative à une indisponibilité du groupe frigorifique de production d'eau glacée et chaude dans les bâtiments administratif apparue le 26 novembre 2018. Une DT a été ouverte le 26 novembre 2018 pour retrouver une situation normale (DT n° 651095) ;
- les alarmes repérées 2 DVL 003 et 005 AA relatives à une indisponibilité d'un ventilateur apparue le 24 novembre 2018. Une DT a été ouverte le 24 novembre 2018 pour réparer un roulement défectueux sur le moto-ventilateur repéré 2 DVL 101 ZV (DT n° 650578).
Demande A1 : je vous demande de mener les actions correctives permettant de traiter les DT
## Susmentionnées Dans Les Meilleurs Délais.
Les inspecteurs ont vérifié les actions réalisées suite à l'apparition de l'alarme repérée 1 GRV 002 AA apparue le 24 septembre 2018 relative à l'absence de surveillance du taux d'hydrogène dans l'alternateur suite à l'indisponibilité de l'analyseur du taux d'hydrogène. Ils ont constaté que la DT n° 618433 ouverte le 24 septembre 2018 afin de réparer le capteur d'hydrogène avait été clôturée le 25 septembre 2018 alors que les actions mises en œuvre n'avaient pas permis de faire disparaitre l'alarme.
Les inspecteurs ont cependant constaté qu'un étalonnage de l'analyseur du taux d'hydrogène était prévu afin de traiter ce problème. Demande A2 : je vous demande de vérifier l'efficacité des actions correctives mises en œuvre avant de clôturer les demandes de travaux.
Les inspecteurs ont contrôlé la bonne application des actions demandées dans le fiche alarme 1 DVL
001 AA. Cette alarme est apparue le 17 décembre 2018 à minuit, elle correspond à un dysfonctionnement du fin de course de la vanne repérée 1 DVL 202 VA. Cette alarme étant une alarme regroupée non réitérée, la fiche alarme associée vous demande de vérifier en local l'absence d'autre anomalie sur le système régulièrement. Cette action était bien prise en compte par les agents du quart du matin du 17 décembre 2018 et un agent de terrain avait vérifié l'absence d'autre anomalie. Cependant, le cahier de quart ne mentionnait pas ce contrôle régulier jusqu'à disparition de l'alarme. Demande A3 : je vous de demande de veiller à tracer dans le cahier de quart les actions récurrentes demandées par les fiches alarmes.
## B. Complements D'Information
Les inspecteurs ont constaté que, durant la mise en place d'une modification concernant la gestion des alarmes incendie et les périodes d'arrêt de réacteur, la gestion des permis de feu en heure ouvrable est confiée à une personne extérieure à l'équipe de conduite et appartenant à une entreprise prestataire.
Demande B1 : je vous demande de me justifier qu'un programme de surveillance est mis en place afin de contrôler cette prestation. Demande B2 : je vous demande de vous assurer que les différentes pratiques de vérification des permis de feu et de gestion du système de détection incendie mises en œuvre sont conformes avec les exigences relatives à la gestion de ces risques.
## C. Observations S.O.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division de Lyon de l'ASN,
Signé par Olivier VEYRET |
INSSN-OLS-2018-0628 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2018-054253 Orléans, le 15 novembre 2018 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-2018-0628 du 9 novembre 2018
« Facteurs organisationnels et humains - mise en œuvre du plan de rigueur concernant la sûreté du CNPE »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1],
concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 9 novembre 2018 sur la centrale nucléaire de Belleville-sur-Loire sur le thème des facteurs organisationnels et humains et plus particulièrement dans le cadre de la mise en œuvre par le site d'un « plan de rigueur sûreté »
(PRS) visant notamment au renforcement de la culture de sûreté de chaque service du CNPE.
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
En 2016, l'ASN a relevé une détérioration des performances en termes de sûreté du CNPE de Belleville-sur-Loire touchant l'ensemble du site mais plus particulièrement les activités de conduite et la maintenance des installations. Dans ce contexte, un plan de rigueur sûreté (PRS) a été mis en place par le CNPE. L'ASN a de son côté adapté son mode de contrôle en plaçant le CNPE de Belleville sous surveillance renforcée. L'inspection du 9 novembre 2018 visait donc à identifier, sous l'angle des facteurs organisationnels et humains, les conséquences de la mise sous surveillance renforcée du CNPE par l'ASN, les dispositions mises en place au sein des équipes au titre du PRS ainsi que les éventuelles difficultés rencontrées pour la mise en œuvre de ce plan.
Dans ce cadre, des entretiens ont été menés avec des membres des équipes de direction de sept services du CNPE, chacun rencontré individuellement. Ces entretiens ont révélé un fort investissement des équipes de direction des services pour :
- identifier les fondamentaux de la sûreté ;
- impliquer leurs équipes à la démarche d'identification d'axes de progrès ;
- mettre en place des actions concrètes de reconquête de la rigueur dans la gestion des dossiers, le suivi des activités, la qualité des réponses fournies par les métiers aux interrogations de l'ASN ;
- assurer une présence renforcée sur le terrain et un partage des constats effectués à cette occasion. Si certains services sont plus en avance que d'autres dans cette démarche, il semble qu'une réelle prise de conscience se soit opérée au sein des métiers en 2018 et que l'adhésion de l'ensemble des acteurs soit maintenant acquise. Il convient de s'assurer que les réorganisations mises en œuvre et les premiers résultats encourageants se pérennisent, notamment lors des prochaines périodes d'arrêt de réacteurs de fin 2018 et de 2019, toujours riches en activités et donc à risque de non qualité de maintenance ou d'exploitation. Ces périodes permettront à l'ASN de juger de la robustesse des résultats obtenus. En tout état de cause, aucun écart notable n'a été relevé lors de cette inspection.
## � Eléments De Compréhension
L'inspection visait à permettre aux inspecteurs d'échanger avec chacun des services rencontrés sur ses éventuelles difficultés à mettre en œuvre le PRS du site et à gérer la mise sous surveillance renforcée par le prisme : - de ses conséquences sur le fonctionnement des services ; - et de l'adéquation ou non des moyens pour répondre aux contraintes générées par la surveillance renforcée et permettre une amélioration consolidée et donc durable de la situation du CNPE.
Lors des entretiens, la parole devait être la plus libre possible. Pour chacun des entretiens, les inspecteurs se sont intéressés : - à l'organigramme du service rencontré ; - au nombre de postes vacants, au maintien des compétences dans un service, à l'anticipation des départs ;
- aux besoins en compétences identifiés par le service (identification de l'écart entre les compétences disponibles et les compétences nécessaires - cartographie de compétences - GPEC) et éventuellement mis en exergue par le PRS et/ou la surveillance renforcée ;
- aux compétences sensibles ou à fort enjeu de chaque service ainsi qu'aux éventuelles difficultés rencontrées par les métiers sur le sujet ;
- aux éventuelles difficultés de qualification ou de requalification des personnels ; - aux difficultés de recrutement ; - aux outils de mesure et d'appréciation des compétences sur le terrain tels que les observations en situation de travail (OST) et les visites managériales de terrain (VMT) ;
- aux outils de communication ascendante pour faire remonter les écarts identifiés par les agents de terrain.
Plus largement, les inspecteurs se sont intéressés aux éventuelles difficultés rencontrées actuellement par les services en matière d'organisation et de ressources humaines.
Concernant le déploiement du PRS, les inspecteurs ont souhaité échanger sur :
- les actions qui ont été déployées en lien avec le PRS, qui sont en cours de déploiement ou seront déployées prochainement dans le service ;
- les moyens alloués au déploiement de ces actions ;
- les difficultés rencontrées et l'avancement du déploiement de ces actions. Ces thèmes ont été abordés sous forme d'échange avec les chefs de services ou les chefs de services délégués pour la plupart.
�
## A. Demandes D'Actions Correctives
Sans objet : en l'absence de cadre réglementaire contraignant sur le sujet, aucune action corrective n'a été retenue.
�
## B. Demandes De Compléments D'Information Gestion Des Relèves De Quart Au Service En Charge De La Conduite Des Installations
Les relèves de quart sont un moment déterminant dans la conduite des installations puisqu'elles doivent permettre de garantir la complète transmission des informations d'une équipe sur l'autre, la continuité des actions engagées sur un réacteur et la pérennité de la sûreté de l'installation. Au cours des années 2017 et 2018, plusieurs événements significatifs ont eu pour origine des relèves de quart incomplètes ou inadaptées ou des remontées d'informations du terrain incomplètement prises en compte lors des changements d'équipe. Ce point faible du service en charge de la conduite des installations a été partagé avec la direction dudit service qui va mettre en place un plan d'action spécifique sur le sujet. En conséquence, l'ASN retient qu'il convient de laisser le CNPE déployer les actions correctives et préventives qu'il aura identifiées suite à son diagnostic. Un bilan de ces actions devra être présenté à l'ASN fin 2019. Demande B1 : je vous demande de me présenter, fin 2019, le bilan des actions que vous aurez engagées pour améliorer et sécuriser les relèves de quart au sein des équipes en charge de la conduite des installations.
## � Gestion Des Écarts Au Sein Du Service Responsable Des Essais Et De La Chimie
Le service ECE en charge de la surveillance chimique des installations et des rejets doit assurer la permanence d'une accréditation COFRAC et le respect de la norme ISO 17025 relative aux exigences générales concernant la compétence des laboratoires d'étalonnages et d'essais. Dans ce cadre, le service s'assure que toute anomalie doit être traduite en écart et faire l'objet d'un plan d'action structuré.
Parallèlement les agents en charge de la chimie et des essais sont particulièrement impactés par :
- le « temps réel », notamment lors des fortuits qui peuvent toucher les installations ;
- par les nombreuses actions correctives à mettre en place suite aux inspections de l'ASN sur le champ « environnement » ;
ce qui peut perturber le fonctionnement du service pour analyser, caractériser, prioriser et traiter les écarts qu'il aura identifiés. Enfin, plusieurs dossiers d'importance relevant au moins pour partie de leurs compétences devront prochainement être transmis à l'ASN (dossier de modification de l'autorisation de rejets du site, mise en place d'une installation de traitement à la monochloramine de l'eau du circuit tertiaire des réacteurs 1 et 2 notamment). En 2009, un plan d'action spécifique avait déjà été mis en place au sein de ce service pour solder les retards accumulés dans la comptabilisation des situations. Un plan d'action plus global avait également été engagé en 2011 sur le site pour résorber les retards d'intégration documentaire. Il apparaît aux inspecteurs que le site doit de nouveau trouver les ressources pour qu'une action similaire soit menée au sein du service ECE, dans le cadre du PRS et de la surveillance renforcée, la gestion des écarts
(identification, caractérisation et traitement) étant un des points ayant conduit l'ASN a mettre le CNPE
de Belleville-sur-Loire sous surveillance renforcée. Les inspecteurs ont bien noté que des actions avaient d'ores et déjà été engagées par le service pour stopper, a minima, l'augmentation du nombre des écarts non traités. Demande B2 : je vous demande de me transmettre, selon un échéancier qui sera partagé avec l'ASN, l'état des lieux des écarts non traités concernant le service chimie/essais.
A partir du bilan supra, vous me préciserez les actions que vous allez engager pour caractériser les écarts identifiés, les prioriser et enfin les corriger.
Un échéancier de résorption, établi selon les enjeux de sûreté identifiés, pourra être proposé à l'ASN dans ce cadre.
�
## C. Observations
C1 . Les inspecteurs tiennent à souligner les efforts faits par certains services pour partager, avec les agents, les constats effectués par les équipes de direction lors de leurs visites managériales de terrain et décliner ces mêmes constats en actions simples directement applicables par les agents (service automatisme électricité [SAE] et combustible [KDL] notamment). C2 . Les inspecteurs ont relevé un retard certain entre le nombre de visites managériales formalisées (environ 140 le jour de l'inspection) avec la cible (320) que s'est fixé le service en charge du génie civil (MGC) pour l'année 2018. Ils ont donc souhaité alerter la direction de ce service sur la difficulté qui s'annonce pour faire une analyse semestrielle de qualité des signaux faibles identifiés par cet outil de contrôle de terrain. C3 . Le service en charge de la sureté (SSQ) dispose d'une équipe de direction réduite du fait de sa structure même. Dans ces conditions particulières, les inspecteurs relèvent que les visites managériales de terrain comme certaines difficultés (ou échanges) que peuvent rencontrer ou avoir les ingénieurs sûreté ne font pas toujours l'objet d'une formalisation particulière ce qui peut nuire à l'analyse des signaux faibles semestrielle demandée par la direction du CNPE. Les inspecteurs ont tenu à souligner les progrès enregistrés par le CNPE concernant la qualité des dossiers et réponses transmis à l'ASN. Ces progrès sont à mettre au crédit des ingénieurs en charge des relations avec l'ASN, qui sont aujourd'hui au nombre de trois (deux antérieurement), mais également aux métiers qui ont rehaussé leur niveau d'exigence sur la qualité des éléments fournis et ont mis en place des organisations permettant de répondre à cette exigence. C4 . La direction du service en charge de la maintenance mécanique et des machines tournantes (SMT)
a fait part aux inspecteurs des difficultés rencontrées pour sensibiliser ses équipes au PRS tout en présentant les actions engagées pour :
- une amélioration de l'organisation du service pour mieux répondre aux interrogations de l'ASN ;
- un meilleur suivi des actions de progrès retenues par le service ;
- un suivi et une analyse plus performante des non conformités relevées par les prestataires ;
- illustrer le PRS afin de le rendre plus compréhensible pour les équipes.
Au regard de l'importance du service, les inspecteurs ont bien pris note des difficultés identifiées et encouragent le service à poursuivre ses efforts pour notamment s'assurer que l'ensemble de ses agents adhère aux actions du PRS.
## �
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 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 d'Orléans Signé par Alexandre HOULÉ |
INSSN-LYO-2018-0349 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 17 décembre 2018XXXXXXXX
N/Réf. : CODEP-LYO-2018-059841
SOCATRI Route départementale 204 BP 101 84503 Bollène Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Plateforme Orano du Tricastin - SOCATRI - INB no 138 Thème : « Chantier TRIDENT »
Identifiant à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2018-0349 du 5 décembre 2018 Référence : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Analyse de sûreté TRICASTIN-16-011293 v 2.0
[3] Décision no CODEP-LYO-2017-015961 du Président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 3 mai 2017 autorisant la Société auxiliaire du Tricastin (SOCATRI) à réaliser les travaux d'aménagement de l'atelier de traitement intégré des déchets nucléaires du Tricastin (TRIDENT) au sein de l'installation nucléaire de base no° 138 (IARU)
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence [1], une inspection courante a eu lieu le 5 décembre 2018 sur l'INB no 138, exploitée par la Société Auxiliaire du Tricastin (SOCATRI), sur le site nucléaire Orano du Tricastin, sur le thème « Chantier TRIDENT ». À la suite des constations faites à cette occasion par les inspecteurs, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-après la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 5 décembre 2018 portait sur l'atelier de traitement de déchets (TRIDENT) en cours de construction au sein de l'INB no 138, exploitée par la SOCATRI. Les inspecteurs se sont rendus sur le chantier. Ils ont vérifié que celui-ci se déroulait conformément à l'analyse de co-activité [2] fournie par l'exploitant en vue de l'autorisation de démarrage des travaux [3]. Un essai d'intervention de l'unité de protection de la matière et du site (UPMS) a également été effectué. Les inspecteurs ont ensuite examiné la coordination et le suivi du chantier réalisés par le maître d'ouvrage, le maître d'œuvre et l'exploitant. Les inspecteurs ont enfin vérifié la gestion de la pollution au chrome ayant conduit à l'arrêt du chantier en octobre 2018. Cette inspection a mis en évidence que le chantier TRIDENT était bien tenu et respectait les exigences de l'analyse de sûreté [2]. L'exploitant doit toutefois veiller au suivi des formations du personnel intervenant sur le chantier. Par ailleurs, l'organisation mise en place entre le maître d'ouvrage, le maître d'œuvre et l'exploitant permet une coordination et un suivi du chantier satisfaisants, qu'il convient de maintenir.
## A. Demandes D'Actions Correctives Formation De Sécurité Accueil (Fsa) Et Sensibilisation Des Intervenants Au Chantier
Lors de la visite du chantier, une entreprise extérieure intervenait sur le ferraillage des ateliers AM2/AM6. Les inspecteurs ont demandé la justification du suivi de la formation FSA des intervenants de cette entreprise, exigée par l'analyse de sûreté [2]. Les inspecteurs ont constaté que cette formation n'avait pas encore été suivie par ces intervenants, mais qu'elle était programmée en décembre 2018. Dans l'attente, l'accès de ces personnes au site se fait conformément aux règles d'accès définies par la direction du Tricastin (accompagnement dès l'entrée du site par une personne disposant d'un accès permanent). Par ailleurs, quatre de ces intervenants n'ont pas suivi la sensibilisation à la « bulle chantier » qui était programmée le 20 novembre 2018, à la suite de la reprise des activités du chantier. L'absence de participation de ces intervenants à cette sensibilisation n'avait pas été identifiée et n'a par conséquent pas été reprogrammée.
Demande A1 : Je vous demande de mieux vous assurer du suivi de la formation FSA et de la sensibilisation à la « bulle chantier » de l'ensemble des intervenants. Un système de suivi des formations, robuste, doit être mis en place.
## Armoire De Stockage Des Produits Dangereux Utilisés Sur Le Chantier
Lors de la visite du chantier, les inspecteurs ont constaté la présence de liquide dans la rétention de l'armoire de stockage de produits dangereux. En outre, cette armoire ne disposait pas d'affichage de la nature des risques, ni des fiches de sécurité (FDS) des produits présents et le kit épandage à disposition n'était pas adapté (kit pour hydrocarbures). Ce dernier a néanmoins été remplacé avant la fin de l'inspection. Demande A2 : Je vous demande de remettre en ordre l'armoire de stockage des produits dangereux utilisés sur le chantier et de veiller à son maintien dans le temps.
## Cuve D'Approvisionnement En Gasoil
Le chantier dispose d'une cuve d'approvisionnement en gasoil. Conformément à l'analyse [2], cette cuve est située à l'extérieur du bâtiment et constituée d'une paroi double enveloppe. Les consignes pour l'approvisionnement des véhicules, figurant sur la cuve, précisent qu'un bac de rétention mobile doit être placé au sol sous le robinet d'alimentation. Les inspecteurs n'ont pas pu localiser la rétention correspondante. L'exploitant a indiqué qu'un seau était utilisé et positionné directement sous la tête du robinet d'alimentation.
Demande A3 : Je vous demande de mettre en cohérence les consignes d'utilisation de la cuve de gasoil en cas d'approvisionnement des véhicules avec vos pratiques et les équipements disponibles.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
A la suite de la détection d'une pollution en chrome vous ayant conduit à suspendre le chantier en octobre 2018, l'exploitant a réalisé une nouvelle caractérisation des sols en métaux. La gestion des terres et des gravats marqués a été réalisée et tracée selon cette caractérisation.
Demande B1 : Je vous demande de transmettre la note de synthèse de la caractérisation des sols du projet TRIDENT, mise à jour au vu des analyses complémentaires réalisées.
# C. Observations
Aucune observation.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division de Lyon Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-CAE-2018-0198 | DIVISION DE CAEN
À Caen, le 12 novembre 2018X
N/Réf. : CODEP-CAE-2018-054270 Monsieur le Directeur du CNPE de Penly BP 854 76370 NEUVILLE-LES-DIEPPE
OBJET : Contrôle des appareils à pression implantés dans le périmètre d'une INB
CNPE de Penly - INB nos 136 et 140 Inspection n° INSSN-CAE-2018-0198 du jeudi 25 octobre 2018 Surveillance du service d'inspection des utilisateurs Réf. : [1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V et L. 593-33
[2] - Arrêté ministériel du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples [3] - Décision BSEI n° 13-125 du 31 décembre 2013 relative aux services inspection reconnus Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des appareils à pression implantés dans le périmètre d'une INB en référence [1], une inspection a eu lieu le jeudi 25 octobre 2018 au CNPE de Penly sur le thème de la surveillance du service d'inspection des utilisateurs (SIU). J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du jeudi 25 octobre 2018 a concerné le service d'inspection des utilisateurs (SIU) du CNPE de Penly. Dans ce cadre, les inspecteurs ont examiné le respect des engagements pris par le SIU après l'audit réalisé en décembre 2017, ainsi que divers points de l'annexe 1 de la décision n° 13-125 du 31 décembre 2013 [3] : gestion du retour d'expérience (REX), surveillance des sous-traitants chargés des contrôles de soupapes, et prise en compte de l'arrêté ministériel du 20 novembre 2017 [2]. Ils se sont également rendus dans les salles des machines des réacteurs nos 1 et 2 afin de contrôler la réalisation d'actions correctives, dans un bâtiment d'exploitation pour contrôler l'état de récipients sous pression, ainsi que dans un local d'archivage afin d'y vérifier les conditions de conservation des films radiographiques. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour assurer le respect de la décision n° 13-125 du 31 décembre 2013 apparaît bonne. Toutefois, le SIU devra apporter des éléments de réponse aux demandes et observations formulées ci-après.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Maîtrise Des Enregistrements
Le point 7.3.2 de l'annexe 1 de la décision n° 13-125 du 31 décembre 2013 [3] impose que « les conditions d'archivage des enregistrements [soient] définies ». Le système de management du SIU de Penly traduit cette exigence au travers, notamment, de l'annexe 5.2 de la note désignée sous la référence D5039-MQ/MP/000074 (« Mettre en œuvre les activités soustraitées au titre du respect de la réglementation des équipements sous pression »). Cette annexe prévoit que le service SLS soit le garant des conditions d'archivage des films radiographiques, en respectant les conditions de conservation énoncées dans la note D5039-GT/LS.012. Or, cette note ne fixe que des exigences liées à la température et l'hygrométrie du local, sans aborder le conditionnement des radiogrammes eux-mêmes. Les inspecteurs considèrent qu'il s'agit d'une insuffisance du référentiel du SIU à l'égard du point 7.3.2 de l'annexe 1 de la décision précitée, dans la mesure où la qualité du conditionnement est déterminante dans la préservation des radiogrammes.
De fait, lors du contrôle des conditions de conservation des films, les inspecteurs ont relevé que plusieurs boîtes de radiogrammes étaient entreposées en position horizontale, ce qui est contraire aux règles de l'art. Ces règles de l'art prévoient en effet que les boîtes utilisées pour l'archivage soient mises sur chant afin d'éviter de soumettre les films à la pression exercée par l'empilement.
## Je Vous Demande :
− de compléter votre référentiel documentaire en définissant des conditions d'archivage des enregistrements garantissant leur conservation pérenne ;
− de veiller au respect des conditions ainsi définies pour les films radiographiques.
## B Compléments D'Information B.1 Suivi, Maintenance Et Entretien Des Matériels
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont observé une fuite d'eau au droit de la purge 2VPU031PU. Un kit d'absorption avait été disposé sous l'équipement afin de la maîtriser, mais le textile absorbant était saturé et ne remplissait plus son rôle. Vos représentants ont indiqué que la bride en amont de la purge présentait un défaut d'étanchéité. Cette situation était néanmoins sans conséquence notable, le débit de fuite étant modéré et l'eau s'écoulant vers un puisard à proximité. De plus, dans le bâtiment d'exploitation du réacteur n° 2, les inspecteurs ont noté des égouttures d'huile provenant des équipements 2SAP101CO et 2 SAP102CO. Un kit d'absorption avait été posé autour de 2SAP101CO, mais pas autour de 2SAP102CO. Je vous demande de m'indiquer, pour chacune de ces situations, si un ordre de travaux a été rédigé et, dans l'affirmative, si des échéances leur ont été associées.
## C Observations C.1 Suivi, Maintenance Et Entretien Des Matériels
L'audit de renouvellement mené du 05 au 07 décembre 2017 a donné lieu à un constat relatif à des écoulements d'eau au niveau -4m de la salle des machines du réacteur n° 2. Dans votre courrier de réponse du 30 janvier 2018 (référence : D5039/SIR/COY/GDN/1800039), vous avez présenté un plan d'action impliquant en particulier le curage des cunettes destinées à collecter et acheminer les fuites vers les puisards adaptés. Lors de l'inspection, vos représentants ont ajouté que l'état des cunettes faisait partie des points d'attention lors des visites hebdomadaires du SIU. Les inspecteurs ont effectivement constaté que les cunettes avaient été manifestement nettoyées, comme annoncé dans votre courrier de réponse. Néanmoins, ils ont également observé au fond de ces rigoles un dépôt de poussières, ainsi que des débris divers (anse de seau, fragments de colliers de serrage…). Ces objets ne gênaient pas le libre écoulement des effluents dans les caniveaux, mais leur présence après un curage récent témoigne de la nécessité d'un contrôle et d'un entretien réguliers. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division, Signé par Éric ZELNIO |
INSSN-LYO-2018-0426 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 8 novembre 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-053579 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 : « Suivi en service des ESPN »
## Référence À Rappeler Dans Vos Correspondances : Inssn-Lyo-2018-0426
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 30 décembre 2015 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 17 octobre 2018 sur la centrale nucléaire du Tricastin, 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 du Tricastin du 17 octobre 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 30 décembre 2015. 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 30 décembre 2015 ;
- la liste des ESPN utilisés dans l'installation ; - les actions de surveillance 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 ;
- le traitement des écarts ;
- la gestion des dossiers réglementaires des ESPN.
Une visite de l'état apparent, de l'environnement et du marquage réglementaire de plusieurs équipements situés dans les bâtiments combustibles des réacteurs n°3 et n°4, 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.
La gestion de la veille réglementaire, des dossiers des équipements et la surveillance des prestataires réalisant des opérations de contrôle des ESPN, sont assurés de manière rigoureuse.
Les inspecteurs considèrent toutefois que l'exploitant devra s'efforcer de décrire de manière détaillée l'organisation en vigueur pour assurer le suivi du respect des échéances réglementaires de d'inspection et de requalification périodique des équipements, ainsi que le contrôle technique associé à ce suivi. Il devra également rendre plus robuste le processus de mise à jour de la liste réglementaire des ESPN. Enfin, l'état apparent, le marquage et l'environnement des équipements vus en zone contrôlée des réacteurs n°3 et 4 sont apparus satisfaisants. En revanche, l'exploitant devra veiller au respect des conditions d'ambiance thermique et hygrométrique de conservation des supports radiographiques et argentiques des END mis en œuvre sur les ESPN.
## A. Demandes D'Actions Correctives Pilotage Du Suivi En Service Des Espn
Les inspecteurs ont examiné les lettres de mission définissant les fonctions assignées au référent ESPN du site et à son appui dans l'objectif d'assurer une continuité de service en matière de suivi réglementaire des ESPN. La description des fonctions n'a pas appelé de remarque. En revanche, les inspecteurs ont constaté que la lettre de mission du suppléant au pilote ESPN était échue le 28 septembre 2018.
Demande A1 : Je vous demande de doter le suppléant au référent ESPN du site pour le suivi en service de ces équipements d'une lettre de mission en cours de validité. Les inspecteurs ont examiné l'organisation en vigueur au sein de l'établissement afin de s'assurer du respect des échéances réglementaires d'inspection et de requalification périodique des ESPN. Il ressort de cet examen que l'exploitant a récemment revu son processus de suivi du respect des échéances de contrôles réglementaires, à la lumière du retour d'expérience tiré de l'analyse des écarts détectés fin août 2018 et relatifs à la mise hors exploitation tardive de trois équipements en dépassement d'échéance de requalification périodique. Les inspecteurs considèrent que les actions correctives et préventives ne sont actuellement pas suffisamment décrites dans l'organisation définie pour le suivi réglementaire des ESPN. Demande A2 : Je vous demande de décrire l'organisation retenue pour assurer le respect des échéances réglementaires de suivi en service des ESPN, en veillant à intégrer les modalités du contrôle technique associé et la traçabilité requise.
## Liste Réglementaire Des Espn
Les inspecteurs ont examiné la liste réglementaire des ESPN. Ils ont identifié que les disques de rupture, accessoires de sécurité du réservoir de décharge du pressuriseur du réacteur n°1, remplacés lors de l'arrêt pour maintenance programmée de ce réacteur en 2018 ne figuraient pas dans la liste des ESPN. Par ailleurs, ils ont identifié que les valeurs de la pression maximale en service (PS) des échangeurs du circuit d'aspersion de l'enceinte de confinement (circuit EAS) repérés 3 et 4 EAS 001 et 002 RF étaient reportées à 9,69 bars dans la liste des ESPN alors qu'elle était indiquée à 9,8 bars dans les dossiers descriptifs et d'exploitation des équipements, ainsi que sur leur plaques d'identification. Demande A3 : Je vous demande de veiller à l'exactitude des informations contenues dans la liste réglementaire des ESPN. Vous réaliserez un contrôle technique de toute modification de cette liste et en assurerez la traçabilité.
## Gestion De La Veille Réglementaire
Les inspecteurs ont examiné les modalités d'appropriation des évolutions réglementaires relatives au suivi en service des ESPN. Ils ont relevé que le guide professionnel de l'AFCEN référencé PTANRS16-009 pour le classement des réparations et modifications des ESPN était connu de l'exploitant mais que la note d'organisation relative aux modalités de mise en œuvre d'une opération de maintenance sur les ESPN, référencée D5120MCRNT110054 indice 2, faisait toujours état de l'utilisation possible du guide professionnel inter-exploitants pour la classification des modifications ou réparations des ESPN, ce qui n'est plus le cas depuis l'approbation par l'ASN en mars 2018 du nouveau guide PTAN-RS16-009. Demande A4 : Je vous demande de mettre à jour votre note d'organisation relative aux modalités de mise en œuvre d'une opération de maintenance sur les ESPN, référencée D5120MCRNT110054, afin d'intégrer les évolutions apportées par la décision ASN du 5 mars 2018 référencée CODEP-CLG-2018-011225. Les inspecteurs ont vérifié dans les bâtiments combustibles des réacteurs n°3 et 4 le marquage réglementaire des échangeurs repérés 3 et 4 EAS 001 et 002 RF. Ils ont relevé une erreur en ce qui concerne le repère fonctionnel inscrit sur les plaques des échangeurs 3 EAS 001 et 002 RF.
Demande A5 : Je vous demande de corriger les plaques de marquage des échangeurs repérés 3 EAS 001 et 002 RF et, plus généralement, de veiller à l'exactitude des données inscrites sur ces marquages réglementaires.
## Conservation Des Enregistrements
Les inspecteurs se sont rendus dans le local d'archivage des films radiographiques et argentiques des END réalisés sur les ESPN. Ils ont consulté les enregistrements des températures et du taux d'hygrométrie de ce local durant le mois précédent l'inspection et ont constaté des dépassements récurrents de la température maximum de 21°C et de la plage de 30 à 50% d'humidité relative. Ces écarts aux exigences spécifiées dans la note transverse entités « Durée de conservation des archives intermédiaires au titre de l'arrêté INB », référencée D453415005819 indice 1 n'ont pas fait l'objet d'un traitement adéquat et n'ont pas été portés à la connaissance du référent ESPN.
Demande A6 : Je vous demande de définir et mettre en œuvre sans délai une solution de traitement efficace et pérenne des dépassements réguliers de la température et du taux d'humidité relative du local d'archivage des films radiographiques et argentiques des END réalisés sur les équipements. Demande A7 : 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.
## B. Compléments D'Information
Compétences - Formation Les inspecteurs ont examiné le parcours de professionnalisation du pilote ESPN et de son appui. Ils ont relevé que ce dernier n'avait pas suivi le stage intitulé « Perfectionnement pour la déclinaison de l'arrêté ESPN en CNPE », sans qu'il soit clarifié si au vu de l'expérience de l'agent cette formation était nécessaire ou si les compétences étaient déjà acquises, alors qu'il se doit d'être en capacité d'assurer les mêmes fonctions que le référent ESPN. Demande B1 : Je vous demande de m'indiquer si le suppléant au référent ESPN doit suivre le stage intitulé « Perfectionnement pour la déclinaison de l'arrêté ESPN en CNPE ».
Au cours de leur visite de terrain dans les locaux du BAN communs aux réacteurs n°3 et 4, les inspecteurs ont relevé les points suivants qui méritent un traitement réactif :
- une odeur nauséabonde dans le vestiaire chaud masculin ; - la mise hors service de deux détecteurs C2 sur les trois que compte le vestiaire chaud masculin ; - une incohérence entre l'état radiologique du local abritant les réservoirs de traitement des effluents usés repérés 8 TEU 007 et 008 BA et l'affichage des conditions d'accès à ce local.
##
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
6 |
INSSN-BDX-2018-0055 | DIVISION DE BORDEAUX
Bordeaux, le 6 décembre 2018 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX
Objet : Contrôle des équipements sous pression nucléaires (ESPN)
CNPE de Golfech Inspection n° INSSN-BDX-2018-0055 du 16 octobre 2018 Application de l'arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux ESPN
## Références :
[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 ; [2] Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires ;
[3] Evénement significatif pour la sûreté relatif au sous tarage d'une soupape du circuit de vapeur vive principale déclaré le 24 mai 2018.
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, une inspection annoncée a eu lieu le 16 octobre 2018 au CNPE
de Golfech sur le thème du suivi en service des équipements sous pression nucléaires soumis à l'arrêté en référence [2]. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 16 octobre 2018 a concerné l'organisation du CNPE de Golfech pour assurer le suivi en service des équipements sous pression nucléaires (ESPN), et plus particulièrement des accessoires de sécurité, au titre de l'arrêté en référence [2]. Outre l'organisation générale mise en place pour répondre aux exigences réglementaires en la matière, les inspecteurs ont principalement examiné par sondage, la gestion de la liste des ESPN et les dossiers de suivi d'intervention relatifs au suivi en service des soupapes SEBIM, des soupapes du système de vapeur vive principale (VVP) et des soupapes des circuits auxiliaires du système d'injection de sécurité (RIS) et du système de contrôle volumétrique et chimique (RCV).
Référence courrier : CODEP-BDX-2018-0055443 Affaire suivie par : Mohamed EL BAKKOURI
et Yoann FAOUCHER
Tél. : 05 56 24 88 14 Fax : 05 56 24 87 11 Mel : yoann.faoucher@asn.fr www.asn.fr Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour répondre aux exigences réglementaires relatives au suivi en service des ESPN apparait globalement satisfaisante.
Toutefois, l'exploitant devra fiabiliser son organisation dans le domaine de la gestion de la surveillance des activités importantes pour la protection et de la gestion des documents de suivi d'intervention.
## A. Demandes D'Actions Correctives Elaboration De La Liste Des Espn
L'article R557-12-3 du Code de l'environnement [2] précise que « l'exploitant d'une installation nucléaire de base dresse la liste des équipements sous pression nucléaires utilisés dans l'installation. Il indique et justifie le niveau qu'il confère à chacun de ces équipements. Il indique pour chacun sa catégorie et la justifie sur la base des données du dossier descriptif. Cette liste ainsi que les justifications associées sont tenues à disposition de l'Autorité de sûreté nucléaire ».
Les inspecteurs ont consulté la liste des équipements sous pression nucléaires (ESPN) du CNPE qui précise le niveau et la catégorie de chaque ESPN en application de l'arrêté [2]. Toutefois, les justifications du niveau et de la catégorie des ESPN ne figurent pas sur cette liste. Vos équipes nous ont précisé qu'elles seraient en mesure de justifier le niveau et la catégorie de chaque ESPN à la demande mais qu'elles ne disposaient pas de fichier récapitulant les justifications associées. A.1 : L'ASN vous demande de créer un fichier récapitulant les justifications associées au classement et à la catégorie de chaque ESPN utilisé dans votre installation. Contrôle technique et surveillance des activités importantes pour la protection (AIP) 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) L'article 2.2.3 de l'arrêté du 7 février 2012 dispose que « La surveillance des activités importantes pour la protection réalisées par un intervenant extérieur doit être exercée par l'exploitant ». De plus l'article 2.5.3 de ce même arrêté précise 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 inspecteurs ont consulté le document de suivi d'intervention (DSI) relatif à la « révision complète d'un tandem de soupapes SEBIM RCP 900-1300 » du tandem SEBIM 2RCP241VP/2RCP251VP du circuit primaire principal. La séquence 230 « vérification du traitement des fiches de constat, rapports d'expertise et plans qualité » de ce dernier, pour laquelle un point d'arrêt était demandé, devait faire l'objet d'un contrôle technique et d'une surveillance. Les inspecteurs ont constaté que les visas attestant de la réalisation de des actions précitées ne figuraient pas sur le document. Les inspecteurs ont également consulté le DSI « contrôle tarage soupapes d'isolement SEBIM » du détecteur pilote 2RCP072AR. La séquence 100, qui porte sur la « vérification du traitement des fiches de constat, rapports d'expertise et plans qualité », est un point d'arrêt qui doit faire l'objet d'un contrôle technique et d'une surveillance. Les inspecteurs ont constaté que le contrôle technique n'était pas visé alors que la surveillance l'était. A.2 : L'ASN vous demande de préciser les actions que vous comptez mettre en place pour vous assurer que les contrôles techniques et la surveillance requis sur les points d'arrêt des activités importantes pour la protection soient effectivement réalisés et que les documents associés soient correctement renseignés.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Fiches D'Écart
Les inspecteurs ont consulté les plans d'actions constat (PA constat) ouverts à suite de la découverte de traces de bore sur les détecteurs pilotes 2RCP072AR et 2RCP075AR. Les inspecteurs ont constaté que la partie relative aux causes et aux hypothèses de la dérive n'était pas renseignée. L'exploitant a informé les inspecteurs qu'une modification du document était en cours pour rendre cette partie plus identifiable.
B.1 : L'ASN vous demande de lui préciser les actions que vous comptez mettre en place, audelà de cette modification, pour vous assurer que cette partie des PA constat soit correctement renseignée à l'avenir.
## Applicabilité Des Séquences D'Opération Dans Les Dsi
Les séquences 60 et 70 du DSI « essais étanchéité sur R1 et R2 » du détecteur pilote 2RCP072AR
étaient visées comme réalisées et contrôlées techniquement alors que le rapport d'expertise correspondant précisait que ces essais n'avaient pas été réalisés car non requis. Vos représentants ont informé les inspecteurs que cette incohérence et ce manque de lisibilité sur ce document provenait d'un changement au niveau de la préparation des interventions. Auparavant, en amont des interventions, les documents étaient préparés par le pôle méthode où se trouve l'expertise sur le sujet SEBIM, alors que désormais ce sont les chargées d'affaires qui préparent les documents en amont de l'intervention. B.2 : L'ASN vous demande de lui préciser les actions que vous comptez mettre en place pour vous assurer de la cohérence et de la lisibilité des documents de suivi d'intervention associés aux opérations de maintenance. B.3 : L'ASN vous demande de lui préciser comment vous vous assurez de la suffisance du niveau de compétence de vos chargés d'affaire pour la préparation des dossiers d'intervention sur les soupapes SEBIM, qui requièrent des compétences très spécifiques.
## Fiche D'Évaluation Prestataire (Fep)
Les inspecteurs ont consulté les FEP concernant les prestataires qui sont intervenus sur les soupapes SEBIM pendant les arrêtés du réacteur 1 en 2017 et du réacteur 2 en 2018. Ces fiches étaient correctement renseignées, le point 3.13 relatif à l'évaluation de culture sûreté mis à part. En effet, les chargés de surveillance se limitent à préciser la survenue éventuelle d'un événement significatif pour la sûreté (ESS) pour évaluer la culture sûreté du prestataire. Toutefois, un prestataire peut présenter des défauts de culture sûreté qui peut se traduire par exemple par une mauvaise prise en compte de l'environnement de travail ou des enjeux liés à son activité ou encore par un manque de communication. B.4 : L'ASN vous demande de lui préciser les actions que vous comptez mettre en place pour vous assurer que l'évaluation des prestataires en matière de culture sûreté prenne en compte l'ensemble des aspects liés à cette problématique.
## Ess Sous Tarage De La Soupape Vvp 2Vvp062Vv Du 05/05/2018
Les inspecteurs ont fait le point, en séance, sur les mesures correctives que vous avez proposées pour éviter le renouvellement des dysfonctionnements qui ont mené à l'ESS [3]. Toutefois, les inspecteurs ont constaté que vous n'avez pas rédigé de FEP réactive à la suite de cet ESS et que l'opportunité de faire évoluer la surveillance du prestataire à l'origine de cet ESS n'avait pas été analysé. B.5 : L'ASN vous demande de lui préciser les raisons pour lesquelles une FEP réactive n'a pas été rédigée à suite de l'ESS [3] et de vous positionner sur l'opportunité de faire évoluer la surveillance du prestataire à l'origine de cet événement.
## 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.
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 (ou Madame) le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la cheffe de la division de Bordeaux, SIGNÉ PAR
Bertrand FREMAUX
Copies externes :
- IRSN
- CLI
Copie interne (électroniques ou SI) :
- DEP |
INSSN-CAE-2018-0069 | DIVISION DE CAEN
A Caen, le 23 octobre 2018X ou XX [mois] 2018 N/Réf. : CODEP-CAE-2018-050829 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 Orano Cycle La Hague Inspection n° INSSN-CAE-2018-0069 du 18/10/2018. Transports internes de substances radioactives 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 et des transports de substances radioactives en référence, une inspection annoncée a eu lieu le 18 octobre 2018 à l'établissement ORANO Cycle de La Hague sur le thème des transports internes de substances 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 18 octobre 2018 a concerné les opérations de transport interne de substances radioactives. Les inspecteurs se sont rendus sur l'atelier T41 pour assister à l'expédition d'un colis R77S.
Les inspecteurs ont ainsi pu examiner les dispositions mises en œuvre par l'exploitant dans la réalisation des transports internes. Un point sur les évènements, les exercices de sécurité et les contrôles, essais périodiques a été fait. Les inspecteurs ont par ailleurs examiné l'état d'avancement des engagements pris par l'établissement Orano Cycle de La Hague au regard de la mise en œuvre des règles générales d'exploitation relatives aux transports internes de substances radioactives. Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs estiment que l'organisation mise en place par l'établissement Orano Cycle de La Hague pour encadrer les opérations de transport interne de substances radioactives est globalement satisfaisante. Ils ont néanmoins relevé des axes d'amélioration qui font l'objet des demandes et observations suivantes.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Contrôles De Radioprotection Du R77S
Les règles générales d'exploitation (RGE) des transports internes des matières radioactives précisent que le colis de substances radioactives doit subir des contrôles d'irradiation et de contamination au départ afin de garantir la conformité de l'envoi par rapport aux limites fixées dans les RGE.
La consigne [2015-56097] d'utilisation de l'emballage R77S reprend les exigences de ces contrôles et précise que les valeurs mesurées sont à renseigner sur l'imprimé [2015-57987]. Afin de faciliter la tâche du radioprotectionniste et de rendre homogène les contrôles, Orano a rédigé une consigne spécifique pour les contrôles de radioprotection du R77S. Le radioprotectionniste a également à disposition une fiche spécifique d'enregistrement des points mesurés. Cette disposition constitue une bonne pratique.
Cependant, lors des contrôles radiologiques avant expédition, le radioprotectionniste ne disposait pas de la consigne spécifique et de la fiche d'enregistrement. L'exploitant a cependant pu montrer à l'équipe d'inspection l'enregistrement rempli a postériori. Je vous demande que les opérations de contrôles de radioprotection soient réalisées par un radioprotectionniste disposant, lors de celles-ci, de la consigne et de la feuille d'enregistrement spécifique aux contrôles de radioprotection.
## A.2 Chargement Des Contenus Et Fermeture De L'Emballage R77S
Les règles générales d'exploitation (RGE) des transports internes des matières radioactives renvoient vers la consigne d'utilisation spécifique [2015-56097] pour l'emballage R77S en ce qui concerne les opérations de chargement des contenus et de fermeture de l'emballage.
Le jour de l'inspection, l'exploitant procédait au transport interne de 4 fûts de 120 litres de déchets à dominante α entre l'atelier T4 et l'atelier AD22. Les opérations de chargement des contenus et de fermeture de l'emballage décrites dans la consigne référencée ci-dessus sont déclinées par l'opérateur industriel au moyen du mode opératoire LHA.A3324.MO.105. Lors des opérations de chargement, les inspecteurs ont relevé que le mode opératoire (chapitre 9.5.2.2) était sujet à interprétation concernant :
- l'usage de la plateforme amovible afin de limiter la hauteur de manutention des fûts, - l'ordre des opérations, - le positionnement du panier pour le chargement.
Par ailleurs, les conditions d'usage de dégraissant pour le nettoyage de joint ne sont pas précisées. Je vous demande d'apporter les éléments de correction permettant de préciser l'ordre des opérations de chargement, l'usage de la plateforme amovible, la sortie du panier et l'usage du dégraissant.
## A.3 Chargement Et Calage/Arrimage Du Colis R77S
Pour effectuer les opérations de transport interne du colis R77S, les règles générales d'exploitation (RGE) des transports internes des matières radioactives renvoient vers la consigne d'utilisation spécifique [201556097] pour l'emballage R77S.
La consigne précise que l'emballage R77S doit être manutentionné en position verticale à l'aide d'un chariot élévateur. La consigne précise quel chariot élévateur utiliser en fonction de sa compatibilité avec le bâtiment où est manutentionné le colis. Le jour de l'inspection, le chargeur a utilisé un chariot élévateur qui n'était pas référencé dans la consigne. Je vous demande de prendre les dispositions pour que les chariots élévateurs utilisés pour le chargement du R77S soient bien compatibles avec les bâtiments dans lesquels le colis doit être manipulé.
## B Compléments D'Information B.1 Adéquation Matière/Emballage
Les règles générales d'exploitation des transports internes des matières radioactives disposent en son article 2.3 du chapitre 1 : « Le choix de l'emballage à utiliser est fait en fonction de la nature des matières à transporter, de leur activité ou de leur contamination superficielle (caractérisation) et du danger qu'elles présentent. »
Le modèle de colis R77S est autorisé pour le transport interne de fûts contenant des matières radioactives sous forme de déchets primaires de type alpha et dont l'activité peut être supérieure à 100 A2. Les inspecteurs ont assisté aux opérations de transport interne du colis R77S (bon de transport n°100857). Ce modèle de colis dispose d'un rapport de sûreté [2014-37166] décrivant notamment le contenu radioactif pouvant y être transporté. Les inspecteurs ont contrôlé que l'expéditeur procédait au choix de l'emballage pour tenir compte de l'adéquation entre la matière et l'emballage utilisé. Ils ont vérifié que le type de déchets était bien listé dans le rapport de sûreté. Par contre, le contrôle de l'adéquation de l'activité spécifique entre les déchets et les contraintes du rapport de sûreté n'a pas pu être réalisé. En effet, afin de choisir l'emballage pour les fûts de déchets primaires de type alpha, l'expéditeur s'appuie sur le logiciel SPAD2 dont il n'a pas été possible de vérifier les caractéristiques lors de l'inspection. Je vous demande de justifier l'adéquation entre les critères du logiciel SPAD2 et les caractéristiques des déchets transportables en emballage R77S décrites dans le rapport de sûreté ayant fait l'objet d'une autorisation par courrier ASN du 4 juillet 20163.
Pour réaliser les transports internes, les RGE prévoient que soit établie une demande de transport interne de matières radioactives qui sert de document d'expédition. L'imprimé [2015-57987] sert de support de demande de transport interne pour les fûts à déchets en R77S. Celui-ci précise les caractéristiques du colis à transporter. Parmi ces caractéristiques figure l'activité maximum autorisée exprimée en activité spécifique. Cependant, dans le cadre du rapport de sûreté [2014-37166], ce critère ne s'applique qu'aux aérosols. L'activité totale maximale, qui est le critère applicable aux autres matières, n'apparaît pas sur la demande de transport. Par ailleurs, l'imprimé est renseigné avec la masse des fûts sans que les limites définies dans le rapport de sûreté ne soient reprises. Je vous demande de préciser l'activité maximale autorisée et la masse maximale autorisée des fûts dans l'imprimé [2015-57987] de demande de transport interne en R77S.
3 Accord exprès par courrier CODEP-DTS-2016-026606
## B.2 Masse Des Éléments De L'Emballage R77S
Les règles générales d'exploitation des transports internes des matières radioactives prévoient à l'article 2.2 du chapitre 1 que les matières radioactives doivent être transportées suivant leurs caractéristiques dans des colis adaptés. L'annexe au rapport de sûreté précise par type d'emballage les mesures permettant d'obtenir un niveau de sûreté satisfaisant et décrit les caractéristiques des emballages. Concernant l'emballage R77S, le rapport de sûreté [2014-37166] précise la masse des éléments le constituant (corps, couvercle, capot, masse maximale en charge). La consigne d'utilisation spécifique [2015-56097] pour l'emballage R77S indique également ces caractéristiques. Lors des opérations de constitution du colis, les inspecteurs ont relevé les caractéristiques affichées sur l'emballage (corps, couvercle, capot, masse maximale en charge) et ont constaté que celles-ci différaient de celles mentionnées dans les documents visés ci-dessus.
Je vous demande de vous prononcer de manière argumentée sur l'origine des écarts de masse entre celles affichées sur l'emballage et celles du rapport de sûreté [2014-37166] et de la consigne d'utilisation spécifique [2015-56097] pour l'emballage R77S.
Je vous demande de m'indiquer si ces écarts ont des conséquences sur la démonstration de sûreté du rapport de sûreté. Le cas échéant, vous apporterez les corrections nécessaires.
## C Observation C.1 Formation
La spécification générale 5 des RGE précise : « *L'exploitant veille à assurer aux travailleurs affectés aux transports* internes une formation appropriée aux tâches qu'ils auront à accomplir ; ils disposent par ailleurs des habilitations ainsi que des moyens de surveillance individuels ou collectifs adaptés aux risques potentiels et à leur sécurité. ». L'article 2.3.3.1 du chapitre 3 des RGE précise que la formation du personnel d'exécution doit contenir une formation liée aux transports de matières radioactives. Les inspecteurs ont observé que celle-ci ne faisait pas l'objet de recyclage. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division, Signé par Laurent PALIX |
INSSN-LYO-2018-0473 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 24 octobre 2018 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de St-Alban/StMaurice CNPE de St-Alban/St-Maurice BP31 38550 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-2018-0473 du 22 octobre 2018 Thème : « Management de la sûreté - changements d'états des réacteurs »
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
## Référence À Rappeler Dans Toute Correspondance : Inssn-Lyo-2018-0473
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 22 octobre 2018 sur la centrale nucléaire de St-Alban/St-Maurice, sur le thème « Management de la sûreté - changements d'états des réacteurs ». 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 22 octobre 2018 concernait le thème « management de la sûreté ». Les inspecteurs ont plus particulièrement examiné l'organisation mise en place par le site pour maîtriser les changements d'état des réacteurs lors de leurs arrêts et redémarrages qu'ils soient programmés ou fortuits. Les inspecteurs ont également procédé à des contrôles par sondage sur les comptes rendus des commissions de sûreté en arrêt de tranche (COMSAT) ainsi que sur les évaluations de contrôle ultime (ECU) réalisées avant chaque changement d'état.
Il ressort de cette inspection que l'organisation mise en place par le site pour assurer les changements d'états des réacteurs est globalement satisfaisante. Les inspecteurs ont toutefois relevé que la note d'organisation du site devait être plus précise vis-à-vis des dispositions en matière de réalisation des évaluations de contrôle ultime par une seule équipe de quart en charge de la conduite d'un réacteur, d'annulation des réserves figurant dans le compte-rendu de la COMSAT et de traçabilité des actions relatives au traitement provisoire ou définitif des écarts de conformité présents sur l'installation.
Le site doit également définir plus précisément les exigences définies1 associées à la réalisation de certaines évaluations de contrôle ultime qui constituent des activités importantes pour la protection2
(AIP) dans le but de réaliser et tracer de manière plus claire les actions de contrôle technique, de vérification par sondage et d'évaluation périodique de ces activités en application des articles 2.5.3 à 2.5.6 de l'arrêté cité en référence [2].
Par ailleurs, les inspecteurs ont également noté des points particuliers d'amélioration qui font l'objet des demandes ci-après.
## A. Demandes D'Actions Correctives Examen De L'Organisation Du Site En Matière De Changement D'État
Les inspecteurs ont examiné la note d'organisation de la centrale nucléaire de St-Alban/St-Maurice référencée D5380/PRSUR/00012 indice 11 relative à la préparation et la validation des changements d'états au regard des dispositions décrites dans la directive EDF n°71 (DI71) relative à la maîtrise des changements d'états. Les inspecteurs ont relevé que cette note d'organisation ne précisait pas les conditions de réalisation d'une évaluation de contrôle ultime (ECU) en précisant notamment que celle-ci doit être réalisée par une seule équipe de quart sous la responsabilité du chef d'exploitation qui vise le document support correspondant, comme le prévoit la DI71. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que l'ECU n°21 (phase de rechargement du combustible) de la visite décennale de l'arrêt du réacteur 1 en 2017 avant été réalisé par une équipe de quart mais que cette évaluation avait été validée par le chef d'exploitation de l'équipe de quart suivante. Cela ne correspond donc pas aux dispositions de la DI71.
Demande A1 : Je vous demande de préciser dans votre note d'organisation interne relative à la préparation et la validation des changements d'états, les conditions de réalisation des évaluations de contrôle ultime par les agents d'une équipe de quart conformément aux dispositions de la DI71. Les inspecteurs ont relevé dans la note d'organisation de la centrale nucléaire de St-Alban/St-Maurice relative à la préparation et la validation des changements d'états qu'un agent d'astreinte de crise pour le service en charge de la conduite des réacteurs dénommé « ELC1 » pouvait être amené à suppléer le chef d'exploitation détaché sur l'arrêt de réacteur. Or, les inspecteurs n'ont pas identifié dans la lettre de mission décrivant le rôle et les fonctions d'un « ELC1 » d'actions particulières relatives à une implication dans le suivi d'un arrêt de réacteur lui permettant ainsi d'assurer cette suppléance. Demande A2 : Je vous demande de justifier dans votre organisation, et conformément aux dispositions de la DI71, les conditions qui vous permettent de faire appel à un agent d'astreinte « ELC1 » pour suppléer en COMSAT le chef d'exploitation détaché sur l'arrêt de réacteur.
## Examen Par Sondage De Comptes-Rendus De Comsat Et D'Ecu
L'examen par sondage des comptes-rendus de COMSAT, lors des changements d'états relatifs aux phases de rechargement et de divergence des réacteurs, a permis de relever que l'examen du bilan des engagements pris auprès de l'ASN n'identifiait pas les actions de traitement provisoire ou définitif des écarts de conformité ou le cas échéant les mesures compensatoires qui leur sont associées. Or, les inspecteurs ont souligné que le traitement des écarts de conformité doit figurer au sein du bilan des engagements pris auprès de l'ASN requis par la DI71, puisque ces actions de traitement ont fait l'objet d'un compte-rendu d'événement significatif transmis à l'ASN. Demande A3 : Je vous demande d'intégrer dans vos modèles de comptes-rendus COMSAT,
pour la partie relative aux engagements pris auprès de l'ASN, la traçabilité de la vérification des actions de traitement provisoire ou définitif des écarts de conformité ou le cas échéant des mesures compensatoires qui leur sont associées.
Les inspecteurs ont relevé lors de l'examen par sondage des comptes-rendus de COMSAT que le bilan des contrôles du respect des seuils de stockage et d'entreposage dans les zones sectorisées requis par la DI 71 ne faisait pas toujours l'objet d'un engagement de la part des services du site. Demande A4 : Je vous demande de vous assurer au sein des comptes-rendus de COMSAT que tous les services concernés ont réalisé le bilan des contrôles du respect des seuils de stockage et d'entreposage dans les zones sectorisées. Le cas échéant, vous justifierez pourquoi certains services ne sont pas concernés par l'établissement d'un tel bilan. Les inspecteurs ont relevé lors de l'examen par sondage des comptes-rendus de COMSAT que le traitement associé à l'annulation d'une réserve n'était pas homogène. En effet, certaines réserves sont annulées directement dans le corps du compte-rendu à l'appui d'un visa par le président de COMSAT ou son suppléant mais sans justification, d'autres réserves font l'objet d'une fiche d'analyse et de justification également visée par le président de COMSAT. Par ailleurs, la note d'organisation de la centrale nucléaire de St-Alban/St-Maurice relative à la préparation et la validation des changements d'états ne décrit pas les conditions qui permettent d'annuler une réserve figurant dans le compte-rendu de COMSAT.
Demande A5 : Je vous demande de préciser l'organisation qui vous permet d'annuler une réserve qui figure au compte-rendu d'une COMSAT. Vous détaillerez notamment les critères associés à la réalisation ou non d'un analyse formalisée permettant d'annuler une réserve.
## Examen Des Ecu Sous L'Angle « Activité Importante Pour La Protection »
Les inspecteurs ont examiné quelques évaluations de contrôle ultime (ECU) avant changement d'état visées dans la directive interne d'EDF n°106 qui à ce titre constituent des activités importantes pour la protection (AIP). S'agissant d'AIP, les inspecteurs ont donc porté leur contrôle sur les actions de contrôle technique, de vérification par sondage et d'évaluation périodique qui sont requises pour les AIP en application des articles 2.5.3 à 2.5.6 de l'arrêté cité en référence [2]. Les inspecteurs ont ainsi relevé que ces actions étaient partiellement réalisées ou manquaient de traçabilité. Demande A6 : Je vous demande d'identifier, en application de l'article 2.5.2 de l'arrêté cité en référence [2], les exigences définies afférentes aux AIP relatives aux ECU. Demande A7 : Je vous demande de présenter l'organisation qui vous permettra, en application des articles 2.5.3 à 2.5.6 de l'arrêté cité en référence [2], de réaliser et de tracer les actions de contrôle technique, de vérification par sondage et d'évaluation périodique du respect des exigences définies afférentes aux AIP relatives aux ECU. 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
5 |
INSSN-CAE-2018-0188 | DIVISION DE CAEN
Caen, le 27 novembre 20188 N/Réf. : CODEP-CAE-2018-056509 Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Inspections n° INSSN-CAE-2018-0188 des chantiers du 8 octobre 2018, du 17 octobre 2018 et du 7 novembre 2018 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] Référentiel de radioprotection « Maîtrise des chantiers » référencé D4550.35-09/2923 ; [4] Référentiel de radioprotection « thème optimisation de la protection des travailleurs exposés aux rayonnements ionisants ») référencé D4550.35-09/2923 ; [5] Code de la Santé Publique, notamment son chapitre III du titre III du livre III.
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, trois inspections inopinées de chantiers ont été réalisées au cours de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n°3 du CNPE de Paluel. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse des inspections ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
Au cours de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n°3 du CNPE de Paluel, trois inspections de chantiers inopinées ont été réalisées le 8 octobre 2018, le 17 octobre 2018 et le 7 novembre 2018. Les inspecteurs ont examiné les conditions d'intervention et le déroulement de plusieurs chantiers situés dans le bâtiment réacteur, dans le bâtiment des auxiliaires de sauvegarde et dans les locaux des groupes électrogènes de secours. Au vu de cet examen par sondage, la tenue des chantiers est apparue globalement satisfaisante, mais perfectible sur un certain nombre de points. Des progrès sont encore attendus au niveau de la radioprotection, dans la gestion du risque d'agression des équipements importants pour la protection des intérêts par des matériels de chantier et dans la gestion du risque FME1.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Risque D'Agression Des Équipements Importants Pour La Protection Des Intérêts Par Des Matériels De Chantier
L'article 2.5.1 de l'arrêté du 7 février 2012 en référence [2] prévoit que « les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires ». Lors des deux premières inspections de chantier effectuées par l'ASN les 8 et 17 octobre 2018, les inspecteurs ont noté à différentes reprises que plusieurs caisses, non-freinées, ainsi que différents équipements mobiles, pouvaient être présents à coté de matériels classés en tant qu'équipements importants pour la protection (EIP) au sens de l'arrêté du 7 février 2012 en référence [2]. En cas de séisme, ces caisses ou équipements pourraient donc potentiellement agresser les équipements importants pour la protection. Pour exemple, le 8 octobre 2018, les inspecteurs ont relevé dans le bâtiment réacteur n°3, plusieurs caisses de matériels non freinées, des garde-corps stockés sur des supports, mais non attachés. Les inspecteurs ont également observé que la caisse circulaire contenant les joints de cuve était posée contre l'intrados du bâtiment réacteur, et bloqué à l'aide de cordes et sangles. Vos représentants ont indiqué qu'aucune zone d'entreposage spécifique n'était prévue pour cette caisse.
## Je Vous Demande :
- de m'indiquer les actions mises en œuvre pour éviter le renouvellement de ces situations ; - pour les prochains arrêts de réacteurs, de rappeler aux chargés de surveillance et aux entreprises prestataires, la nécessité de prendre en compte le risque de séisme-évènement et de freiner les caisses de matériels afin de supprimer le risque d'agression des équipements importants pour la protection ;
- d'identifier et de sécuriser une zone d'entreposage dédiée pour la caisse contenant les joints de cuve.
## A.2 Documentation De Chantiers
L'article 2.5.6 de l'arrêté du 7 février 2012 en référence [2] dispose que : « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a postériori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. » Le référentiel radioprotection d'EDF en référence [3] précise, au point 2.1.3, les responsabilités des différents intervenants et en particulier celui du chargé de travaux qui « contrôle les conditions radiologiques de la zone de travail ». Les conditions d'intervention pour les chantiers situés en zone contrôlée sont décrites dans le régime de travail radiologique (RTR) spécifiquement étudié pour une activité précise. Le respect de toutes les obligations listées dans le RTR et la connaissance des indications portées par celui-ci sont nécessaires pour éviter les expositions externes ou internes (contamination) et tous les risques liés au travail en zone radiologique. Le 7 novembre 2018, sur le chantier de remplacement de manchettes thermiques du couvercle de cuve, les inspecteurs ont noté que le RTR présent au niveau du chantier n'était pas complété. Les inspecteurs ont également observé que la documentation présente sur le chantier comprenait les habilitations des différents intervenants, sauf pour deux d'entre eux. Je vous demande de définir des actions correctives afin d'obtenir une gestion plus rigoureuse des documents obligatoires présents sur les chantiers.
## A.3 Radioprotection
L'article L.1333-1 du Code en référence [5] prévoit que « l''exposition des personnes aux rayonnements ionisants résultant d'une de ces activités ou interventions doit être maintenue au niveau le plus faible qu'il est raisonnablement possible d'atteindre, compte tenu de l'état des techniques […]. L'article 10 du document en référence [4] prévoit de vérifier la prise en compte effective des actions de radioprotection du scénario retenu à l'issue de l'analyse d'optimisation. L'article 2.3.2 du document en référence [3] prévoit que « les intervenants en sortie de chantier doivent contrôler la propreté radiologique de leurs chaussures, de leurs gants et de leurs vêtements, à partir d'une sonde de dépistage direct de la contamination surfacique ». Le 7 novembre 2018, les inspecteurs ont relevé que le chantier de remplacement de manchettes thermiques du couvercle de cuve disposait d'un déprimogène de 3000m3/h et de quatre déprimogènes de 1500m3/h, alors que les documents présentés lors du comité ALARA2 prévoyaient la mise en place de trois déprimogènes de 3000m3/h et de deux déprimogènes de 1500m3/h. Les inspecteurs ont également relevé que seuls deux déprimogènes présentaient des fiches de contrôles journaliers. Le 8 octobre 2018, les inspecteurs ont relevé que le radiamètre installé en sortie du local RD0902 était hors service, ne permettant pas d'effectuer les contrôles radiologiques de sortie de chantier. Les inspecteurs ont relevé le 8 octobre la présence de deux caisses de matériels dans des zones de circulation, présentant des valeurs de radioactivité au contact de respectivement 80 µSv/h et 100 µSv/h.
Lors des visites du 8 octobre et du 7 novembre 2018, sur des chantiers à enjeux radiologique fort (mesure de l'altimétrie des manchettes thermiques et remplacement de manchettes thermiques du couvercle de cuve), les inspecteurs ont observé que des postes de supervision étaient situés à proximité immédiate du couvercle de cuve. D'après vos représentants, une longueur de câble trop courte ne permettait pas d'éloigner de manière plus importante ces postes.
## Je Vous Demande :
- de justifier du bon dimensionnement des déprimogènes effectivement mis en place sur le chantier de remplacement des manchettes thermiques. Vous préciserez également les éléments de traçabilité permettant de justifier que cette analyse a été effectuée en amont du démarrage du chantier ;
- de veiller au caractère opérationnel des radiamètres installés en sortie de chantier, vous m'indiquerez les actions que vous mettez en œuvre, avec les délais associés, pour traiter l'observation relevée ;
- de mettre en œuvre des actions visant à sensibiliser les intervenants sur l'importance de stocker les caisses de matériels présentant des débits de dose significatifs en dehors des zones de circulation ;
3
- de mettre en œuvre, notamment pour les chantiers à enjeux radiologique fort, les actions nécessaires pour permettre aux postes de travail déportés d'être à une distance suffisante afin de limiter au maximum les doses reçues par les intervenants.
## A.4 Prévention Du Risque D'Introduction De Corps Étranger (Fme)
L'article 5 .1 de la directive interne d'EDF n°121 précise que « l'ensemble du personnel de l'exploitant ou de ses prestataires ayant à exercer des activités de maintenance ou des opérations d'exploitation conduisant à des ouvertures de matériel ou de circuit […] doit mettre en œuvre des pratiques de prévention visant à exclure le risque de laisser des corps ou produits étrangers (non attendus) dans les matériels ou système ». Le 17 octobre 2018, les inspecteurs ont relevé sur le chantier de lançage des générateurs de vapeur que de nombreux tuyaux de l'équipement permettant d'effectuer le lançage, étaient bouchés à l'aide de ruban adhésif. Le 7 novembre 2018, les inspecteurs ont observé la présence d'une bâche mise en place sur la piscine réacteur visant à limiter le risque d'introduction de corps étranger. Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur l'existence d'une procédure pour l'enlèvement de celle-ci, afin d'éviter lors de cette opération que d'éventuels corps migrants présents sur la bâche ne tombent dans la piscine. Vos représentants n'ont pu répondre le jour de l'inspection.
## Je Vous Demande :
- de respecter les standards prévus par la directive interne DI121 concernant le risque FME. - de m'informer de la procédure mise en œuvre pour s'assurer qu'aucun corps étranger ne tombe lors de l'enlèvement de la bâche mise en place sur la piscine réacteur.
## B Compléments D'Information B.1 Disponibilité Des Équipements En Conditions Accidentelles
Lors de la visite des installations du réacteur n°3 du 8 octobre 2018, les inspecteurs ont relevé la présence de plaquettes arrêtoirs sur des écrous de la pompe 3RCV191PO qui étaient positionnés contre l'angle et non contre le pan de l'écrou. Je vous demande de me transmettre votre position quant à la disponibilité de ce matériel aux conditions accidentelles.
## B.2 Continuité Électrique
Dans les locaux du groupe électrogène de secours 3LHQ, les inspecteurs ont relevé la présence de peinture sur les brides de plusieurs tuyauteries sur lesquelles sont fixées les tresses permettant d'assurer la continuité électrique. Je vous demande de me transmettre votre analyse sur le maintien de la continuité électrique sur ces tuyauteries. B.3 Corrosion sur le circuit de ventilation du bâtiment réacteur Le 8 octobre 2018, les inspecteurs ont relevé des traces de corrosion importante sur des brides et des supportages au niveau de l'échangeur 3EVR011RF. Je vous demande de préciser les actions correctives et curatives mises en œuvre ou la justification du maintien en l'état des matériels.
## C Observations
Sans objet.
�
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division, Signé par Éric ZELNIO |
INSSN-LYO-2018-0476 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 31 octobre 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-052233 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Saint-Alban Saint-Maurice 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)
Thème : « Maintenance des générateurs de vapeur »
## Référence À Rappeler Dans Vos Correspondances : Inssn-Lyo-2018-0476
Références : [1] Code de l'environnement, son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression, [3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base prévu au code de l'environnement en référence [1], une inspection courante a eu lieu le 9 octobre 2018 sur la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice, sur le thème
« Maintenance des générateurs de vapeur ». 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 Saint-Alban Saint-Maurice du 9 octobre 2018 portait sur le thème « Maintenance des générateurs de vapeur ». Cette inspection s'est déroulée essentiellement autour de la maintenance des générateurs de vapeur (GV) lors des arrêts des réacteurs. L'examen du respect des dispositions prescriptives de la maintenance des GV réalisée lors des arrêts des réacteurs a été effectué au moyen d'un contrôle par sondage de la mise en œuvre des programmes de base de maintenance préventive (PBMP) sur les parties primaires et secondaires des GV. Les mesures de conservation à l'arrêt des équipements ainsi que la surveillance des prestataires intervenant sur les GV ont été également examinées. Au vu de cet examen, les inspecteurs portent une appréciation globalement positive de l'organisation d'intégration du référentiel prescriptif applicable aux GV. Ils n'ont pas constaté d'écart de mise en œuvre de ces référentiels lors des contrôles réalisés par sondage, mais ont cependant identifié une action corrective concernant la traçabilité des contrôles réalisés. Par ailleurs, l'examen de la conservation à l'arrêt des GV et du poste d'eau a montré que l'exploitant ne respecte pas entièrement, au travers de sa doctrine, l'article 11 de l'arrêté du 10 novembre 1999 en référence [2] pour prévenir et, à défaut, limiter les dommages par corrosion de ces équipements. Enfin, les inspecteurs ont relevé un point de vigilance lors de la surveillance des prestataires.
## A. Demandes D'Actions Correctives Application Du Référentiel (Pbmp)
Après l'examen de l'organisation mise en œuvre pour l'intégration du référentiel prescriptif applicable aux GV, les inspecteurs ont contrôlé l'application des PBMP relatifs à la partie primaire des GV (PB 1300-AM-443-07 indice 2) et aux enveloppes de faisceaux (PB 900/133-AM-443-05 indice 1).
L'examen a porté sur la vérification de la réalisation des contrôles (visuel et ressuage) à réaliser sur les drains de purge et les piquages de purge des GV (piquages APG), et plus particulièrement sur le piquage du GV 4 du réacteur n°2 réparé en 2010. Les inspecteurs ont également examiné les contrôles altimétriques et les examens télévisuels des blocs supports effectués sur les enveloppes de faisceaux tubulaires. Ils n'ont pas relevé d'écarts dans l'application de ces PBMP. En revanche, les inspecteurs ont constaté une traçabilité inadéquate des contrôles réalisés sur le piquage APG réparé en 2010. Le dossier de traitement d'écart référencé DTE D5380NTDTE00157 relatif au défaut détecté sur ce piquage ainsi que la lettre d'accord de la Direction des équipements sous pression de l'ASN pour la mise en œuvre de la réparation prévoient un contrôle visuel à réaliser lors de la visite partielle du réacteur de 2013 et lors de la visite décennale de 2018. Pour ce qui concerne la visite décennale de 2018, la tâche d'ordre de travail (TOT) référencée 01678195-01 traçant le contrôle visuel mentionne que *« le contrôle a été annulé »*. Le piquage ayant effectivement été retiré et condamné lors de sa réparation, les opérateurs ont contrôlé que le piquage n'existait plus. Le plan d'action associé référencé PA 00027886 indique *« qu'aucune anomalie n'a été détectée »* alors que le PA mentionne la TOT précisant que le contrôle a été annulé. De même, le bilan des travaux sur le circuit primaire principal et les circuits secondaires principaux pour le passage de la chaudière au-delà de 110°C précise également que le contrôle est conforme en mentionnant la même TOT. En fin d'inspection, l'exploitant a indiqué que ce contrôle avait bien été réalisé et qu'il faisait l'objet d'une autre TOT référencée 01412934-01. Les inspecteurs ont noté également que l'exploitant ne vérifiait pas les éléments appelés par d'autres documents, ce qui a conduit aux incohérences constatées. Demande A1 : Je vous demande de vous assurer que les actions de contrôle fassent l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori **et de vérifier** a posteriori **le respect du prescriptif de maintenance. Dans le cas du piquage APG réparé du**
GV 4, je vous demande de vous assurer de la cohérence des documents relatifs aux contrôles effectués, et notamment la mise à jour du DTE référencé D5380NTDTE00157. Les inspecteurs ont contrôlé les modalités de conservation à l'arrêt des GV et du poste d'eau pendant la visite décennale du réacteur n°2 en 2018. Pour ce qui concerne la conservation sèche des GV, l'exploitant a indiqué que le séchage de ces équipements se fait par la mise en place de sécheurs autonomes (déprimogènes) installés au niveau des trous d'homme et des clapets du circuit d'alimentation de secours des GV (circuit ASG), ainsi qu'à l'aide de sécheurs installés au niveau des trous d'oeil. Lors du dernier remplissage avant redémarrage, une seule injection d'hydrazine est effectuée. La quantité d'hydrazine injectée est calculée en fonction du nombre de jour de conservation humide avant couplage du réacteur au réseau. Les modalités de conservation des équipements et les critères à respecter sont précisés dans le « Document standard des spécifications chimiques de conservation des matériels à l'arrêt pour les REP » référencé EDECME110669 indice A. Ce document permet de répondre aux exigences de l'article 11 de l'arrêté du 10 novembre 1999 en référence [2].
Les inspecteurs ont demandé à examiner les relevés d'hygrométrie, de pH et de concentration en hydrazine pendant les différentes phases de conservation. Ils ont constaté que pendant la phase de conservation sèche (du 9 mars au 26 mai 2018), il y a eu très peu de mesures d'hygrométrie réalisées et aucune pendant 2 mois alors que les spécifications chimiques demandent au minimum 3 mesures hebdomadaires. L'exploitant a précisé qu'il ne pouvait pas effectuer plus de mesures en raison de difficultés d'accessibilité aux GV. Les inspecteurs ont également relevé qu'il n'y avait pas de traçabilité du bon fonctionnement des déprimogènes et des sécheurs. De même, pendant la phase de conservation humide, 2 mesures seulement de pH et de concentration en hydrazine ont été effectuées au lieu d'une mesure hebdomadaire, toujours en raison de difficultés d'accès aux GV. L'exploitant a précisé également que cette situation était récurrente sur tous les arrêts de réacteur. En regard de ces pratiques, les inspecteurs considèrent que l'exploitant ne respecte pas entièrement les spécifications chimiques pour la conservation sèche ou humide des GV. Pour ce qui concerne la conservation sèche du poste d'eau, l'exploitant procède à une vidange à chaud sous vide des circuits et met en place ensuite un séchage à l'aide de gros compresseurs pendant 5 jours minimum. Après ce délai, le séchage se fait avec des petits compresseurs et par la pose de sécheurs ou déshydrateurs dans les capacités lorsqu'elles sont ouvertes pour visite de maintenance.
Les inspecteurs ont demandé à examiner les relevés d'hygrométrie pour le poste d'eau. Ils ont constaté que les fréquences de mesure n'étaient pas toujours respectées et que le critère d'hygrométrie était trop peu souvent respecté. Les inspecteurs ont noté aussi que pour les équipements du circuit d'alimentation en vapeur basse pression (circuits ABP), les compresseurs avaient été arrêtés pendant 2 mois alors que les travaux n'avaient duré que quelques jours seulement. L'exploitant a par ailleurs indiqué aux inspecteurs que les gaines de soufflage étaient fréquemment retrouvées écrasées et les déshydrateurs débranchés. L'exploitant a précisé également aussi qu'il réalise des réunions hebdomadaires sur l'état de la conservation. Les inspecteurs ont examiné quelques compte rendus de ces réunions qui sont envoyés aux différents services concernés par l'exploitation des équipements. Ils ont relevé que les constats sur l'état de la conservation étaient bien tracés et se sont intéressés ensuite aux actions correctives mises en oeuvre à la suite à ces constats. Le SIR fait régulièrement des rappels sur l'importance de la conservation à l'arrêt du poste d'eau car la corrosion de ces équipements peut créer une masse importante d'oxydes qui a un effet potentiellement délétère sur la tenue des tubes des GV. Le service Conduite a, de son côté, récemment établi une consigne temporaire d'exploitation (CTE) qui met en place une ronde pour vérifier sur le bon état de marche des compresseurs et des déshydrateurs ainsi que de l'état des lignages. Cette CTE a été mise en œuvre pour la première fois pendant la visite décennale du réacteur n°1 en 2017 et l'exploitant a indiqué qu'il était prématuré d'en tirer des enseignements. Les inspecteurs ont relevé que les écarts sont détectés, tracés, transmis aux services, mais qu'il est difficile pour l'exploitant de démontrer l'efficacité des actions correctives mises en place.
Les inspecteurs considèrent que l'exploitant ne respecte pas entièrement, au travers de sa doctrine pour la conservation à l'arrêt des équipements, l'article 11 de l'arrêté du 10 novembre 1999 pour prévenir, et à défaut limiter les dommages par corrosion de ces équipements.
Demande A2 : Je vous demande de définir et mettre en oeuvre les actions correctives efficaces pour vous assurer du respect des spécifications chimiques et prévenir le risque de corrosion atmosphérique (Environmental Assisted Cracking EAC) qui peut avoir un effet délétère sur les GV.
## Surveillance Des Prestataires
Les inspecteurs ont examiné par sondage la surveillance des activités réalisées sur les GV et soustraitées lors de la visite décennale du réacteur n°2 de 2018. Ils ont constaté que la plupart des activités sous-traitées et réalisées sur les GV sont surveillées par les services centraux d'EDF via l'entité EDFAMT et/ou la Direction industrie d'EDF pour ce qui concerne les examens non destructifs.
Dans certains cas, l'exploitant effectue la surveillance d'une activité sur l'aspect radioprotection.
Lors d'une activité réalisée par un prestataire et surveillée par les services centraux d'EDF-AMT, la thématique « radioprotection » ne devait pas être surveillée par l'entité EDF-AMT, et l'exploitant ne l'a pas identifié. Le volet radioprotection de cette activité sous-traitée n'a donc pas été surveillé.
Les inspecteurs ont relevé que l'exploitant ne vérifiait pas l'étendue de la surveillance réalisée par ses services centraux, ce qui peut conduire à des manquements dans la surveillance des prestataires. Demande A3 : Je vous demande de vérifier, pour chaque activité sous-traitée, l'étendue de la surveillance réalisée par vos services centraux et les aspects de cette surveillance qui incombent directement à vos services.
B. Compléments d'information 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
6 |
INSSN-CHA-2018-0248 | DIVISION DE CHÂLONS-EN-CHAMPAGNE
N/Réf. : CODEP-CHA-2018-049447 Châlons-en-Champagne, le 26 octobre 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-2018-0248 du 10 octobre 2018 Thème : Prélèvements d'eau et rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement
## Références :
[1] Règlement (CE) N° 1272/2008 du Parlement européen et du Conseil du 16 décembre 2008 relatif à la classification, à l'étiquetage et à l'emballage des substances et des mélanges, modifiant et abrogeant les directives 67/548/CEE et 1999/45/CE et modifiant le règlement (CE) n° 1907/2006
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Décision n° 2013-DC-0360 du 16 juillet 2013 modifiée, relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base
[4] Arrêté du 29 décembre 2004 autorisant Électricité de France à poursuivre les prélèvements d'eau et les rejets d'effluents liquides et gazeux pour l'exploitation du site nucléaire de Nogent-sur-Seine
[5] Norme NF/EN/ISO/CEI 17025 relative aux exigences générales concernant la compétence des laboratoires d'étalonnages et d'essais
## 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 10 octobre 2018 au centre nucléaire de production d'électricité de Nogent-sur-Seine sur le thème
« Prélèvements d'eau et rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement ». Sur la base des constatations faites par les inspecteurs, je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 10 octobre 2018 au CNPE de Nogent-sur-Seine portait sur le thème de la surveillance des rejets et de l'environnement et visait à apprécier la bonne mise en œuvre des dispositions des arrêtés en références [2] et [4] et de la décision « environnement » en référence [3]. Les inspecteurs ont procédé à un examen documentaire ainsi qu'à une inspection de terrain. Concernant l'examen documentaire, les inspecteurs se sont intéressés au suivi des actions mises en place à la suite des événements intéressants et significatifs pour l'environnement survenus en 2018, à l'examen du registre des substances dangereuses et à l'examen de diverses fiches Echantillonnage Analyse Rejet (EAR) choisies au laboratoire « effluents ». Concernant la visite terrain, les inspecteurs se sont rendus au laboratoire « effluents », au niveau des réservoirs d'entreposage T, S et Ex, au bâtiment de traitement des effluents (BTE), sur les aires attenantes aux diesels du réacteur 1, aux locaux du contrôle chimique et de l'échantillonnage (SIT) et système d'injection du réactif (SIR) du réacteur 1 et sur la zone de traitement de l'acide de l'eau de circulation (CTF).
A l'issue de cette inspection, les inspecteurs ont conclu que l'organisation mise en œuvre par le CNPE de Nogent pour la surveillance des rejets et de l'environnement est perfectible En effet, l'exploitant doit renforcer sa rigueur sur la gestion des substances dangereuses. Les inspecteurs soulignent également le bon état général des diverses installations visitées (propreté et rangement), à l'exception des quelques points décrits ci-après.
## A. Demandes D'Actions Correctives A.1 Entreposage Des Substances Dangereuses - Étiquetage
L'article 4.2.1 de la décision « environnement » en référence [3] indique que : « I. - Les fûts, réservoirs et autres contenants, ainsi que leurs emballages, d'une part, ainsi que les aires d'entreposage de substances dangereuses, d'autre part, portent en caractères lisibles le nom des substances ou mélanges, leur état physique et les symboles de danger définis par la réglementation relative à l'étiquetage des substances et mélanges chimiques dangereux. II. - L'exploitant, sans préjudice des dispositions du code du travail, dispose des documents lui permettant de connaître la nature et les risques des substances dangereuses présentes dans l'installation, en particulier les fiches de données de sécurité. »
Lors de la visite du laboratoire « effluents », les inspecteurs ont mis en évidence une erreur de transcription de la fiche de données de sécurité (FDS) de l'acide nitrique à 65%. En effet, le caractère toxique de la substance notamment identifié par son pictogramme et la mention de danger H331 n'a pas été transcrit ni dans la fiche locale d'utilisation (FLU) à proximité de l'entreposage du récipient ni sur l'étiquetage du produit en question. Vos représentants ont indiqué que la FDS de l'acide nitrique à 65% utilisé au laboratoire effluents a été révisée en juillet 2018 et que le travail d'actualisation de la FLU et de l'étiquetage sur le produit n'a pas encore été réalisé. Demande A.1.a : Je vous demande de corriger la FLU concernée et de vous assurer que les FLU soient cohérentes avec les FDS. Vous m'indiquerez notamment la méthode que vous employez pour vous assurer de la cohérence entre vos FLU et vos FDS notamment lorsque ces dernières sont révisées. Demande A.1.b : Je vous demande de corriger l'étiquetage erroné en le conformant aux indications de la FDS de l'acide nitrique à 65% utilisé au laboratoire effluents.
## A.2 Entreposage Des Substances Dangereuses - Registre
L'article 4.2.1 de la décision « environnement » en référence [3] indique que « l'exploitant tient à jour un registre indiquant la nature, la localisation et la quantité des substances dangereuses détenues ainsi qu'un plan général des entreposages ». Ce registre doit permettre de disposer d'une vision claire et précise de l'ensemble des substances dangereuses présentes sur votre site à un instant donné. Il doit préciser leur nature, les quantités détenues, les dangers qu'elles présentent ainsi que leurs localisations précises. Vos représentants ont indiqué que ce registre prend la forme d'une note associée à des tableaux sous format informatique. Les inspecteurs ont consulté ces documents et ont notamment noté que votre registre n'indique pas :
les risques associés aux substances dangereuses notamment les pictogrammes et mentions de danger ;
les quantités maximales de substances dangereuses détenues ; les quantités de substances dangereuses apportées par vos prestataires.
En l'état actuel, votre note et ses tableaux associés qui constituent le registre défini à l'article 4.2.1 de la décision en référence [3] n'est donc pas conforme au règlement en référence [1] et à la décision en référence [3]. Vos représentants ont indiqué travailler sur un nouvel outil « SEIRICH » mais il s'avère que celui-ci n'est pas encore pleinement opérationnel. Les inspecteurs ont également noté des difficultés à se procurer les données relatives au registre de substances dangereuses car son accès, sa gestion et la connaissance de la note et des tableaux associés semblent reposer sur un nombre très limité d'agents.
Demande A.2 : Je vous demande d'engager une remise à niveau de votre registre, de vous assurer de son exhaustivité et de sa cohérence avec l'exploitation des substances dangereuses sur votre site afin que ce registre revête un caractère opérationnel. Ce registre doit pouvoir être tenu aisément à disposition des inspecteurs.
## A.3 Propreté Des Installations
L'article 2.3.1 de la décision « environnement » en référence [3] dispose que « les équipements et éléments nécessaires à la collecte, au traitement et aux transferts des effluents sont conçus, construits et exploités de façon à éviter les rejets non maitrisés dans l'environnement. À cet effet, des dispositions sont prises par l'exploitant de façon à assurer une étanchéité suffisante ou la collecte d'éventuelles fuites de toutes les canalisations ou tuyauteries de transfert des effluents ». Les inspecteurs ont constaté une fuite importante d'eau et diverses flaques d'eau au niveau « -4 m » de la salle des machines du réacteur 1, à proximité des locaux du SIR. Un dispositif de collecte de fuite était en place mais celui-ci n'était pas installé de manière conforme. L'entonnoir permettant de canaliser la fuite était déposé et le tuyau permettant de diriger la fuite vers le réseau n'était pas correctement installé. Demande A.3 : Je vous demande, sans délai, de vous assurer de la conformité des dispositifs de collecte de fuite installés sur votre site. Vous indiquerez également dans les plus brefs délais les actions mises en place permettant la résorption de la fuite constatée en salle des machines ainsi que la caractérisation des effluents collectés.
## A.4 Entreposage Des Substances Dangereuses - Gestion Des Fuites
Les inspecteurs ont également constaté la présence d'un dispositif de collecte de fuite à proximité du robinet 1 SIR 201 VR au niveau de la bâche de phosphate trisodique 1 SIR 101 BA du local SIR sans pouvoir déceler de fuite sur le robinet ou la rétention associée. Demande A.4 : Je vous demande de réparer cette fuite dans les plus brefs délais et de me communiquer la demande de travaux (DT) associée à cette réparation.
## A.5 Entreposage Des Substances Dangereuses - Rétentions *
Le IV de l'article 4.3.1 de la décision « environnement » en référence [3] dispose que « les rétentions sont maintenues suffisamment étanches et propres et leur fond est le cas échéant désherbé. » Les inspecteurs ont constaté la présence d'un câble électrique temporaire dans la rétention des réservoirs d'acide sulfurique au niveau du 9 CTF.
Demande A.5 : Je vous demande de retirer ce câble électrique de la rétention des réservoirs d'acide sulfurique du 9 CTF dans les plus brefs délais et de vous assurer que cette situation n'est pas également rencontrée sur d'autres rétentions.
## A.6 Actions Mises En Place À La Suite De L'Événement Significatif Environnement Du 6 Juillet 2018
L'article 24 de l'arrêté en référence [4] dispose que « pour les composants chimiques des effluents, l'exploitant doit réaliser des contrôles et des analyses sur les réservoirs et ouvrages de rejets du site afin de vérifier, a priori ou a posteriori, le respect des valeurs limites spécifiées au chapitre III du présent titre. »
Suite à l'évènement significatif environnement survenu le 6 juillet 2018 relatif à la déclinaison inappropriée d'une exigence de l'arrêté en référence [4] sur la mesure de DCO ajoutée dans l'ouvrage de rejet et au compte rendu d'évènement significatif (CRES) reçu par l'ASN le 10 septembre 2018, vos représentants ont indiqué les actions à mettre en œuvre pour corriger les dysfonctionnements et notamment la rédaction d'une note reprenant les conditions de vérification (moyens, fréquences, calculs, mesures) de la conformité à l'arrêté en référence [4]. En cohérence avec votre CRES, vos représentants ont indiqué ne pas avoir trace de méthodologie permettant de démontrer la conformité des rejets programmés ou réalisés à l'arrêté en référence [4] depuis sa mise en application en 2004.
Cependant, vous fixez dans votre CRES l'échéance de rédaction de cette note après la réécriture de l'arrêté en référence [4] alors que vous indiquez que ce document aurait permis de se réinterroger sur la méthode et les moyens utilisés et d'éviter des dysfonctionnements. Demande A.6 : L'ASN ne juge pas acceptable de lier le délai d'une action corrective à la suite de l'évènement survenu le 6 juillet 2018 à la réécriture de l'arrêté en référence [4] non connue à ce jour. Je vous demande de rédiger cette note de contrôle de conformité à l'arrêté en référence [4] dès maintenant sans attendre la révision de cet arrêté.
## B. Demandes De Compléments D'Information B.1 Laboratoire « Effluents » - Conformité Du Laboratoire À La Norme Nf En Iso/Cei 17025
La décision « environnement » en référence [3] impose que le laboratoire de contrôle des effluents soit conforme à la norme NF/EN/ISO CEI 17025 [5]. L'article 5.3.2 de cette norme impose la surveillance et la maîtrise des conditions ambiantes du laboratoire, susceptibles d'affecter les résultats des mesures.
Lors de la visite du laboratoire de contrôle des effluents, les inspecteurs ont constaté la présence de deux cristallisoirs permettant la mesure de l'ambiance tritium (un cristallisoir côté « effluents Ex » et un cristallisoir côté « effluents T »). Demande B.1 : Je vous demande de transmettre les résultats de mesure de cette ambiance tritium depuis la mise en place de ces dispositifs.
## B2. Entreposage Des Substances Dangereuses - Incompatibilité Des Substances
L'article 4.2.2 de la décision « environnement » en référence [3] indique que « sans préjudice des dispositions du code du travail, des consignes sont établies, tenues à jour et affichées dans les lieux fréquentés par le personnel. Ces consignes indiquent notamment : - les conditions de conservation et de stockage de substances dangereuses, notamment les précautions à prendre pour l'emploi et le stockage de produits incompatibles ;
- les mesures à prendre en cas de fuite sur un récipient ou une tuyauterie contenant des substances dangereuses. »
Lors de la visite du laboratoire « effluents », les inspecteurs ont mis en évidence des stockages de produits incompatibles notamment des produits chimiques comburants avec des produits chimiques corrosifs. Vos représentants ont indiqué avoir voulu séparer les acides des autres produits chimiques mais cette classification n'est pas suffisante car des acides entre eux peuvent être incompatibles. Demande B.2 : Je vous demande de me tenir informé des dispositions que vous allez prendre pour séparer les substances dangereuses incompatibles entre elles entreposées dans votre laboratoire.
***
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-CHA-2019-0228 | DIVISION DE CHÂLONS-EN-CHAMPAGNE
N/Réf. : CODEP-CHA-2019-003387 Châlons-en-Champagne, le 4 avril 2019 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Chooz BP 174 08600 GIVET
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centre Nucléaire de Production d'Electricité (CNPE) de Chooz B Inspection n° INSSN-CHA-2018-0228 du 2 octobre 2018 Thème : Incendie et explosion
## Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Décision n°2008-DC-0118 du 13 novembre 2008 de l'Autorité de sûreté nucléaire relative à la maîtrise du risque d'explosion d'origine interne dans les centrales nucléaires exploitées par EDF
[3] Décision n°2014-DC-0417 de l'ASN du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux INB pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
[4] Note EDF - D455015009479 - Dispositions compensatoires dans l'attente de la modification PNPP 4150 relative à la réglementation ATEX
[5] Note EDF - D454809258759 ind. 10 - Habilitations, autorisations et qualifications spécifiques du personnel
[6] Note EDF - D454809267119 ind. 5 - Délivrance des permis de feu [7] Rapport SOCOTEC - Mesures de continuité des canalisations fluides ATEX sur des systèmes des Tr 0, 1 et 2 - Année 2018
## 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 2 octobre 2018 au centre nucléaire de production d'électricité de Chooz B sur le thème « Incendie et explosion ». Sur la base des constatations faites par les inspecteurs, je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 2 octobre 2018 a porté sur la prise en compte et la gestion des risques d'explosion et d'incendie par le CNPE. Les inspecteurs ont examiné l'organisation et les moyens humains dédiés à la protection des risques d'explosion et d'incendie. Si l'organisation du site est bien en place, des améliorations sont toutefois attendues pour ce qui concerne le suivi des remarques de votre organisme de contrôle de la règlementation ATEX (Atmosphère Explosive), la déclinaison de la décision incendie [3], l'inhibition de détecteurs d'incendie en salle de commande, l'analyse de risques préalable à la délivrance d'un permis de feu et le suivi des exigences de formation des agents habilités pour la prévention du risque incendie.
## A. Demandes D'Actions Correctives
A.1 Partie « risque explosion » : continuité électrique des canalisations et matériels électriques dans les zones ATEX
Les inspecteurs ont effectué un contrôle documentaire de l'état de la continuité électrique des canalisations véhiculant de l'hydrogène, et de la conformité des matériels électriques présents dans les zones à risque ATEX, dont les vérifications sont effectuées annuellement par un organisme de contrôle indépendant. Le jour de l'inspection, les rapports des contrôles réalisés en 2018 non validés ont été présentés aux inspecteurs. Vous avez indiqué que la résorption des non-conformités était liée à la révision du Document Relatif à la Protection Contre le Risque d'Explosion (DRPCE). Les inspecteurs notent que vous aviez, en 2015, transmis à l'ASN un engagement de mise à jour du DRPCE pour la fin septembre 2016. De nombreuses remarques restent formulées par l'organisme extérieur en charge du contrôle de la continuité électrique des canalisations véhiculant des fluides ATEX, dans son dernier rapport d'examen d'août 2018, en référence [7], notamment l'absence de mise à la terre d'équipements tels que les châssis « javel » et ammoniac des locaux CF 504en zone ATEX, des écarts de signalisation de zones ou de signalisation d'équipements électriques dans ces zones. Votre analyse interne transmise à l'ASN le 21 novembre 2018, confirme que plusieurs d'entre-elles n'ont pas fait l'objet de suites formalisées.
Vous avez également indiqué avoir questionné vos appuis nationaux (UNIE) par courrier du 1er février 2016, sur le bien-fondé de certains constats de non-conformité émis par l'organisme de contrôle indépendant, sans disposer de réponse à ce jour. Néanmoins, les inspecteurs relèvent que cette démarche n'est pas conforme aux modalités de suivi de la mise en conformité du site à la réglementation ATEX
définies par l'UNIE dans la demande particulière DP n°191 indice 3. Demande A.1.a : Je vous demande, sans attendre la mise à jour du DRPCE, de procéder à la résorption des constats et remarques du rapport de l'organisme indépendant [7], Demande A.1.b : Je vous demande, pour les constats et remarques du même rapport [7], analysés comme incompatibles avec votre référentiel interne, de vous assurer que les mesures prises ou à prendre par le site pour respecter la réglementation sur le risque d'explosion sont bien partagées par l'UNIE selon les modalités prévues par la DP 191 indice 3,
## A2. Partie « Risque Explosion » : Circuit De Dégazage De L'Hydrogène Ghe En Salle Des Machines
Lors de la visite de la salle des machines du réacteur n°2, les inspecteurs ont examiné l'une des mesures compensatoires préconisées par la note interne, en référence [4], dans l'attente de la modification du circuit de récupération d'hydrogène.
La mesure n°5 de la note [4] consiste à effectuer des contrôles de bon fonctionnement de capteurs, de l'extracteur et à interdire l'accès à la zone ATEX autour du dégazeur.
Les inspecteurs ont constaté que plusieurs équipements en lien à la bâche de dégazage GHE 041 DZ
semblaient dégradés ou inopérants :
les équipements 2 GHE 073, 74, 75 et 81 SP (graduation endommagée ou illisible) ;
le manomètre 2 GHE 071 LP (niveau de pression illisible).
Demande A.2 : Je vous demande de contrôler les fonctionnalités des équipements cités ci-dessus, et le cas échéant de procéder à leur remise en état. En outre, vous me ferez part des actions de contrôle et de leur suivi, sur l'ensemble les équipements du circuit de récupération d'hydrogène relevant de la mesure compensatoire visée à la note [4].
## A.3 Partie « Risque Incendie » : Déclinaison De La Décision Incendie [3]
L'extrait de la revue de direction de 2017 présenté aux inspecteurs souligne que le déploiement de la décision incendie [3] était l'un des deux objectifs cible du CNPE en 2017, et qu'au vu de la charge occasionnée par les deux visites périodiques, la déclinaison complète du plan d'action 2017 n'était pas garantie. Cette décision prévoit à l'article 1.3.2 de son annexe, l'identification des éléments importants pour la protection (EIP) qui doivent être protégés des effets d'un incendie, ainsi que les exigences définies afférentes. Il a été répondu que la liste des EIP à protéger des effets d'incendie n'était pas formellement disponible au CNPE. En outre, aucun document traçant le bilan de l'application de cette décision n'a pu être présenté aux inspecteurs par le site. Demande A3.a : Je vous demande de me faire part des actions engagées depuis la publication de la décision [3] visant à établir la liste des EIP qui doivent être protégés des effets d'un incendie, et, pour chaque EIP, à disposer des exigences définies afférentes explicitement identifiées. Demande A3.b : Je vous demande également de me faire part des actions engagées depuis la publication de la décision [3] visant à la déclinaison sur votre site des règles prises pour la maîtrise des risques liés à l'incendie, en référence aux exigences de la décision incendie [3]. Demande A3.c : Je vous demande de me faire part de votre analyse des actions qui n'auraient pas été menées à terme, sur la base de leur échéance de réalisation et des mesures compensatoires prises dans l'intervalle.
## A.4 Partie « Risque Incendie » : Inhibition De Détecteurs D'Incendie En Salle De Commande
Les inspecteurs se sont intéressés aux informations d'inhibition des détecteurs d'incendie, disponibles en salle de commande du réacteur n°2. La modification PNPP4067 en voie d'achèvement permettait, le jour de l'inspection, de disposer d'une nouvelle interface de consultation et d'actionnement de l'inhibition de tous les détecteurs à adressage individuel mis en place dans l'îlot nucléaire. Le détecteur 2 JDT 005HV apparaissait comme inhibé sur cette nouvelle interface. Après contrôle sur les enregistrements documentaires et sur l'ancienne interface de pilotage des détecteurs toujours opérationnelle en salle de commande, ce détecteur n'est en réalité pas inhibé. Le personnel de la conduite a indiqué que des erreurs d'adressage sont encore présentes sur la nouvelle interface, mais que son usage est facultatif sans toutefois être restreint ou encadré.
Demande A.4 : Je vous demande de vérifier que les conditions d'utilisation des équipements installés en salle de commande dans le cadre des modifications du système de détection d'incendie répondent aux exigences de la PNPP4067 et ne dégradent pas la conduite et la surveillance des réacteurs n°1 et n°2.
## A5. Partie « Risque Incendie » : Travaux Sous Permis De Feu Au Parc À Gaz
Dans la zone du parc à gaz du réacteur n°2, une entreprise extérieure effectuait des travaux d'aménagement d'un caniveau comprenant des opérations de soudage, meulage et découpage du béton armé.
En référence à votre note [6], « le permis de feu (volet blanc) doit être conservé par le chargé de travaux. Lors de la levée de doute, le délégataire (SPR) ou son représentant doit contrôler le permis de feu, les parades mises en place et leur pertinence, en remplissant le questionnaire au dos du feuillet blanc du permis de feu. Ce permis ne peut être délivré que si toutes les réponses sont positives ou déclarées sans objet. » Les inspecteurs constatent que le permis de feu actif du chantier n'est pas disponible auprès du chargé de travaux, et ne peuvent vérifier l'adéquation des parades mises en place. Les inspecteurs constatent qu'une balise de détection est posée sur la structure métallique d'un cadre de bouteilles vides plutôt que sur l'un des deux cadres de bouteilles pleines mitoyens. Ils en font la remarque et consultent le permis de feu n°18-460, ouvert la semaine précédente pour le même chantier ; celui-ci ne comprend pas de balise de détection comme parade. L'examen de ces permis de feu interroge les inspecteurs sur la surveillance de la qualité des analyses de risque déterminant les parades à mettre en place sur les chantiers soumis à un permis de feu.
Demande A.5.a : Je vous demande de vérifier que le permis actif du chantier du parc à gaz du réacteur n°2 vu en inspection a été délivré en cohérence avec l'analyse des risques associée déterminant les parades à mettre en place. Demande A.5.b : Je vous demande de réaliser un retour d'expérience de la mise en œuvre des permis de feu et de m'en communiquer vos conclusions.
## A.6 Partie « Risque Incendie » : Formation Des Agents De Conduite Au Risque Incendie
EDF a mis en place, dans son cursus de formation, plusieurs modules dédiés ou intégrant le risque incendie adaptés aux différents types de population visés. Votre site a décliné cette stratégie par la note référencée [5], traitant des habilitations, autorisations et qualifications spécifiques du personnel, conditionnées par l'accomplissement périodique de formations obligatoires. Pour les habilitations « Incendie » définies de niveaux 2 ou 3, l'intervalle entre deux participations à des formations de recyclage est fixé à 18 mois (recyclage intermédiaire –module APINC506i), avec une tolérance exceptionnelle de 6 mois.
Les inspecteurs ont détecté, dans le tableau de correspondance informatisé du SDIN/EAM, que l'échéance de formation continue « incendie » d'un agent de conduite actif et maintenu habilité était dépassée depuis le 23 octobre 2017, au-delà des 6 mois de tolérance exceptionnelle.
Demande A.6.a : Je vous de demande de respecter les exigences de formation obligatoire pour le maintien des habilitations « incendie » de la note [5], de m'indiquer les raisons de l'écart constaté, les dispositions prises pour y mettre fin et en éviter le renouvellement. Demande A.6.b : Je vous demande de vous assurer que les outils informatisés, tels que le tableau de correspondance, utilisés au suivi des exigences de formation engageant une habilitation «
incendie » soient placés sous assurance de la qualité.
***
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excédera pas quatre 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-2018-0411 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 17 octobre 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-050083 Monsieur le directeur EDF - Site de Creys-Malville BP 63 38510 MORESTEL
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Inspection d'EDF / DP2D sur le site de Creys-Malville (INB nos 91 et 141)
Identifiant à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2018-0411 du 10/10/2018 Thème : « Management de la sûreté » 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 10 octobre 2018 dans votre établissement de Creys-Malville sur le thème « Management de la sûreté ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection menée le 10 octobre 2018 sur le site de Creys-Malville a porté sur le management de la sûreté au sein des INB nos 91 et 141. Les inspecteurs se sont intéressés aux exigences de formation, d'habilitation et de compétence des différents personnels du service SSER (sûreté, sécurité, environnement, radioprotection) ainsi qu'à leurs missions. Ils se sont ensuite intéressés au pilotage des différents plans de contrôle de site de Creys-Malville, et ont consulté par sondage des comptes rendus de certaines vérifications par sondage.
Il ressort de cette inspection que l'exploitant a insuffisamment défini les exigences en termes de formations, d'habilitations et de compétences des différents postes de la section SSER pour s'assurer que les personnels concernés disposent des compétences et qualifications nécessaires à la bonne réalisation de leurs activités, dont certaines sont classées AIP (activités importantes pour la protection). En outre, les titres individuels d'habilitations, d'autorisations et de qualifications ne sont pas suffisamment précis sur le poste occupé et sur les exigences d'habilitation, d'autorisation et de qualification requises. Ainsi, l'exploitant devra s'assurer de l'adéquation entre les missions confiées à son personnel et les exigences en termes de formation, de qualification et de compétence. En outre, le système de management intégré (SMI) de l'exploitant devra définir clairement les fonctions de son personnel. Concernant les vérifications par sondage, l'exploitant devra s'assurer que les écarts détectés à cette occasion sont bien gérés conformément à son organisation définie pour respecter les obligations réglementaires relative à la gestion des écarts.
## A. Demandes D'Actions Correctives Programme De Formations, De Qualifications Et D'Habilitations De La Mission Sser
Les inspecteurs se sont intéressés au processus de formation, de qualification et d'habilitation au sein du personnel de la mission SSER du site de Creys-Malville. Les exigences de formation, de qualification et d'habilitation des différents postes de la mission SSER sont définies dans la note « Organisation de la mission SSER du site de Creys-Malville », référencée D455516009479 à l'indice D du 19 septembre 2018 ainsi que dans la note d'organisation de la direction des projets de déconstruction et des déchets (DP2D) « Habilitations, autorisations et qualifications spécifiques des salariés DP2D » du 24 novembre 2017.
## L'Article 2.4.1 De L'Arrêté [2] Dispose Que :
« I. ― *L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences* relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. 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* ». De plus, l'article 2.4.2 de l'arrêté [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 ». Enfin, l'article 2.5.5 de l'arrêté [2] dispose que *« 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. A cet effet, l'exploitant prend les dispositions utiles en matière de formation afin de maintenir ces compétences et qualifications pour son personnel et, en tant que de besoin, les développer, et s'assure que les intervenants extérieurs prennent des dispositions analogues pour leurs personnels accomplissant des opérations susmentionnées ».
##
Les inspecteurs ont constaté que les exigences en termes de formations, de qualification, d'habilitations, et de compétences du personnel de la mission SSER étaient insuffisantes. En effet, à titre d'exemple, le SMI de l'exploitant ne prévoit aucune exigence de formation ou de compétence dans le domaine de l'environnement pour habiliter une personne au poste d' « ingénieur environnement ». Pourtant, certaines missions de l'ingénieur Environnement définies dans la note d'organisation de la mission SSER consistent à analyser la conformité réglementaire environnementale des installations (conformité réglementaire lors de la parution d'un nouveau texte, réexamen de conformité périodique, veille réglementaire locale), valider les analyses environnementales en amont des différents chantiers, analyser les écarts environnementaux et suivre les actions préventives et correctives, réaliser des vérifications par sondage dans le domaine de l'environnement, rédiger des analyses d'événements environnementaux ... De la même façon, le SMI de l'exploitant ne prévoit pas de formation ou de compétence particulière dans le domaine de la comptabilisation de la matière pour le préposé à la garde des matières nucléaires.
Le SMI ne prévoit pas non plus pour l'ingénieur « qualité-sûreté » (IQS) de compétence particulière en transport interne ou externe de matière dangereuse alors qu'il est susceptible de réaliser des vérifications par sondage et des analyses d'écart dans ces domaines, ni de compétence particulière en environnement alors qu'il est susceptible d'avoir un rôle d'assistance et de conseil dans le domaine de l'environnement.
Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que la note d'organisation de la mission SSER définissait un plan type de formation pour les « chargés d'activité exploitation » et les « chargés d'activité maintenance », alors qu'elle ne définit pas quelles sont les missions de ces deux postes.
Demande A1 : Pour répondre aux articles 2.4.1, 2.4.2 et 2.5.5 de l'arrêté [2] , je vous demande de vérifier de manière exhaustive l'adéquation des exigences de formations, d'habilitations et de compétences avec les missions des différents postes de la mission SSER en lien avec les éléments importants pour la protection (EIP), les AIP, ainsi que leurs contrôles techniques, leurs vérifications par sondage, et leurs éventuelles surveillances des intervenants extérieurs pour les AIP sous-traitées. Vous mettrez à jour la note d'organisation de la mission SSER en conséquence et établirez si besoin un plan d'action pour répondre à ces exigences.
## Traçabilité Des Habilitations, Des Autorisations Et Des Qualifications Du Personnel
Les inspecteurs ont consulté les titres individuels d'habilitations, d'autorisations et de qualifications des différents intervenants de la mission SSER, prononcés par le chef de la mission SSER. Ces titres listent plusieurs habilitations et qualifications requises en indiquant leur date de fin de validité. Les inspecteurs ont constaté que les titres d'habilitations, d'autorisations et de qualifications consultés ne présentaient pas l'ensemble des prérequis définis dans la note d'organisation de la mission SSER. Par exemple, les titres individuels de l'IQS et de l'ingénieur Environnement ne présentent pas la traçabilité de la réalisation de la formation initiale « Sûreté Qualité » (FISQ). De la même façon, les formations relatives à la comptabilisation de la matière n'étaient pas tracées dans le titre individuel d'habilitation de l'ingénieur en charge de la comptabilisation matière. En outre, les inspecteurs ont constaté que certaines formations requises par la note d'organisation de la mission SSER n'avaient pas été réalisées pour certains personnels. De plus, la note d'organisation de la DP2D précité définit des aptitudes à reconnaître par le manager pour que le personnel puisse être habilité au titre de la sûreté nucléaire. Ces aptitudes sont différentes en fonction de l'habilitation SN1, SN2, SN3 et SN4. Ces différentes habilitations au titre de la sûreté permettent aux personnels de réaliser des actions à enjeux plus ou moins importants en termes de sûreté. Les inspecteurs ont constaté que le chef de la mission SSER ne se prononçait pas sur les aptitudes relatives à la sûreté dans les titres individuels d'habilitation, d'autorisation et de qualifications des personnels de la mission SSER.
Enfin, les inspecteurs ont constaté que ces titres individuels n'indiquent pas les fonctions exactes du personnel. En effet, tous les titres individuels d'habilitation indiquent que la fonction de la personne est « Ingénieur d'étude et de réalisation ». Demande A2 : En lien avec les demandes A1 et A2, je vous demande de vous assurer que les titres individuels d'habilitations, d'autorisations et de qualifications des personnels du site de Creys-Malville tracent le respect des exigences de formations, d'habilitations, de compétences et d'aptitudes définies dans votre SMI (note d'organisation de la DP2D et notes d'organisations du site de Creys-Malville), ainsi que leurs éventuels périodes de validité, afin de répondre aux articles 2.4.1, 2.4.2 et 2.5.5 de l'arrêté [2]. Demande A3 : Pour répondre aux articles 2.4.1, 2.4.2 et 2.5.5 de l'arrêté [2], je vous demande de vous assurer qu'à travers les titres individuels d'habilitations, d'autorisations et de qualifications, les managers du site de Creys-Malville habilitent et qualifient clairement les personnels à un ou plusieurs postes précis, dont les missions sont définies dans les notes d'organisation des services.
## Définition De L'Organisation Au Sein Du Site De Creys-Malville
Les inspecteurs ont consulté l'organigramme nominatif du site de Creys-Malville au 1er octobre 2018, qui n'était pas sous assurance de la qualité. Cet organigramme définit les différents chefs de section ainsi que leurs éventuels appuis et le personnel constituant les différents services. Néanmoins, cet organigramme ne définit pas les postes qu'occupent les personnes au sein des sections. A titre d'exemple, l'organigramme consulté ne permet pas d'identifier au sein de la mission SSER qui est l'IQS, l'ingénieur environnement, l'ingénieur en charge de la comptabilisation de la matière ou les chargés d'activités en charge de la protection du site. De plus, l'exploitant a également indiqué aux inspecteurs qu'il ne réalisait pas de note de nomination ou de mission pour les personnels du site de Creys-Malville. Ainsi, le SMI de l'exploitant ne définit pas clairement l'organisation et les ressources mises en œuvre sur le site de Creys-Malville pour répondre aux exigences relatives à la protection des intérêts protégés, conformément aux articles 2.4.1 et 2.4.2 de l'arrêté [2]. Demande A4 : Afin de répondre aux exigences des articles 2.4.1 et 2.4.2 de l'arrêté [2], je vous demande de formaliser clairement sous assurance de la qualité les différentes missions de l'ensemble de votre personnel qui est susceptible de réaliser des actions en lien avec les EIP,
les AIP, leurs contrôles techniques, leurs vérifications par sondage ainsi que l'éventuelle surveillance des intervenants extérieurs pour les AIP sous-traitées.
## Plan De Contrôle Interne Du Site
Les inspecteurs ont consulté les programmes de 2017 et de 2018 des actions de contrôle interne du site, qui permet de répondre aux exigences de l'article 2.5.4 de l'arrêté [2] qui dispose que : « I. ― L'exploitant programme et met en œuvre des actions adaptées de vérification par sondage des dispositions prises en application des articles 2.5.2 et 2.5.3 ainsi que des actions d'évaluation périodique de leur adéquation et de leur efficacité. Les personnes réalisant ces actions de vérification et d'évaluation sont différentes des agents ayant accompli l'activité importante pour la protection ou son contrôle technique. Elles rendent compte directement à une personne ayant autorité sur ces agents ». Les inspecteurs ont également consulté par sondage des comptes rendus de contrôles internes réalisés en 2018. Ils ont constaté que les écarts détectés lors des contrôles faisaient bien l'objet d'un traitement correctif, mais que la gestion de ces écarts n'était pas toujours réalisée conformément à l'organisation définie par l'exploitant pour assurer le respect des articles 2.6.2 et 2.6.3 de l'arrêté [2] au sujet notamment de la détermination de l'importance des écarts concernant les intérêts protégés, de la définition des causes, de la mise en œuvre d'actions préventives, de la tenue à jour de la liste des écarts et de l'état d'avancement de leur traitement. En outre, la définition et la réalisation des actions correctives sont la plupart du temps tracées directement dans la fiche de contrôle (et non dans l'outil informatique « COPRA » de l'exploitant permettant de tracer et suivre les actions à réaliser), dont le modèle ne prévoit pas de contrôle technique. Ainsi, il n'est aujourd'hui pas prévu de contrôle technique requis au titre de l'AIP « gestion des écarts » concernant les écarts détectés dans le cadre du plan de contrôle interne du site. Pourtant, la fiche de communication du 19 février 2018 définissant le programme des contrôles internes de l'année 2018 précise bien que « *si des actions correctrices sont nécessaires suite à des écarts détectés lors* d'un contrôle, elles seront à insérer dans la base actions du site et suivi dans le cadre du suivi de cette base ». Les inspecteurs considèrent que la fiche de communication aurait dû indiquer que le traitement de ces écarts doit être réalisé en utilisant l'outil de gestion des écarts « COPRA », comme cela est prévu par son SMI.
Demande A5 : Je vous demande de vous assurer que les écarts au titre de l'arrêté [2] détectés dans le cadre du plan de contrôle interne respectent l'organisation définie pour répondre aux exigences des articles 2.5.3, 2.6.2 et 2.6.3 relatifs à la gestion des écarts et à son contrôle technique. Demande A6 : Je vous demande de prévoir un contrôle technique des comptes rendus des contrôles internes pour valider l'éventuelle décision du contrôleur de ne pas ouvrir de fiche d'écarts au vu des dysfonctionnements constatés lors de son contrôle. De plus, la pratique actuelle ne permet pas de réaliser de manière satisfaisante la revue périodique des écarts exigée par l'article 2.7.1 de l'arrêté [2] qui dispose qu' « en complément du traitement individuel de chaque écart, l'exploitant réalise de manière périodique une revue des écarts afin d'apprécier l'effet cumulé sur l'installation des écarts qui n'auraient pas encore été corrigés et d'identifier et analyser des tendances relatives à la répétition d'écarts de nature similaire », ainsi que l'analyse du retour d'expérience exigé par l'article 2.7.3 qui dispose que « à 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 ».
Demande A7 : Je vous demande de vous assurer que les écarts détectés dans le cadre des vérifications par sondage réalisées au titre de l'article 2.5.4 de l'arrêt [2] font bien l'objet d'une revue périodique et d'une analyse du retour d'expérience, conformément aux articles 2.7.1 et 2.7.3 de l'arrêté [2]. En outre, les inspecteurs ont consulté les comptes rendus des contrôles internes trimestriels relatifs à la vérification de la qualité du suivi des plans de surveillance et des fiches de surveillance. Les inspecteurs ont constaté qu'une partie importante des écarts tracés dans ces contrôles était issue de l'étape de vérification de ces documents avant leur diffusion, qui est réalisée au titre du contrôle technique requis par l'article 2.5.3 de l'arrêté [2]. Ces écarts concernaient majoritairement la mauvaise déclinaison de points d'arrêt dans la rédaction des dossiers de suivi d'intervention (DSI). Ainsi, ces actions de contrôle ne correspondent pas à la définition des actions de vérification devant être réalisées dans le cadre du plan de contrôle interne, qui permet de répondre à l'article 2.5.4 de l'arrêté [2]. Demande A8 : Je vous demande de vous assurer que les vérifications par sondage des AIP réalisées au titre de l'article 2.5.4 de l'arrêté [2] sont bien effectuées par des personnes différentes de celles ayant accompli les AIP ou leurs contrôles techniques réalisés au titre de l'article 2.5.3 de l'arrêté [2].
## B. Demandes De Compléments D'Information Programme De Formations, De Qualifications Et D'Habilitations Au Sein Du Site De Creys-Malville
Les inspecteurs n'ont consulté que les plans de formations, de qualifications et d'habilitations de la mission SSER, qui font l'objet de la demande A1. Il semble néanmoins nécessaire que l'exploitant réalise également ce travail de vérification de l'adéquation des formations, des habilitations et des compétences des personnels avec les postes qu'ils occupent dans les différentes sections. Demande B1 : Pour répondre aux articles 2.4.1, 2.4.2 et 2.5.5 de l'arrêté [2] je vous demande, pour les différentes sections du site de Creys-Malville, de réaliser le travail de vérification évoqué en demande A1 et la mise à jour des notes d'organisation le cas échéant. Vous définirez pour cela un échéancier précis.
## Plan De Vérifications De La Filière Indépendante De La Sûreté (Fis)
Tous les ans, l'exploitant définit en début d'année un plan de vérifications à réaliser par la filière indépendante de sûreté (FIS) de la mission SSER. Les inspecteurs ont ainsi consulté le programme des vérifications de la FIS de l'année 2018, référencé D455518000335 à l'indice A du 10 septembre 2018.
Ce plan de vérification de la FIS, initialement diffusé le 15 janvier 2018 à l'indice 0 a été modifié en septembre 2018 pour décaler des échéances de réalisation de certains contrôles et pour modifier certains thèmes de vérification, sans que les modifications n'apparaissent dans le document. Les inspecteurs regrettent que les révisions de ces plans de vérification de la FIS ne fassent pas apparaître les échéances et thèmes initialement définies. En effet, des thèmes supprimés car jugés moins prioritaires pourraient être « oubliés » et ne pas être reprogrammés l'année suivante.
Demande B2 : Je vous demande de réfléchir à l'opportunité de faire clairement apparaître les modifications réalisées en cours d'année des plans de vérification de la FIS. En outre, les inspecteurs ont noté que les comptes rendus des vérifications de la FIS ne faisaient pas l'objet d'une vérification et validation formelle. Ainsi, ces vérifications, qui peuvent conduire à l'identification d'écarts et la proposition d'actions correctives ou préventives ne fait pas l'objet d'un contrôle technique. Demande B3 : Je vous demande de prévoir la vérification des comptes rendus de vérification de la FIS.
## Prestation D'Assistance À Maitrise D'Ouvrage Pour La Mission Sser
Les inspecteurs ont consulté le cahier des charges d'une prestation d'assistance à maitrise d'ouvrage pour la mission SSER, dans le domaine de la sûreté, de l'environnement et du pilotage du système de management environnemental du site de Creys-Malville (référencé D455518006212 à l'indice C du 9 juillet 2018). Les inspecteurs ont constaté que ce cahier des charges ne définissait pas clairement les compétences ou formations requises pour la réalisation de cette mission. Il y est simplement indiqué que le besoin pour la prestation est un ingénieur sûreté/environnement junior. L'exploitant a également indiqué qu'il ne réalisait pas de surveillance de cette prestation au titre de l'article 2.2.2 de l'arrêté [2]. L'exploitant n'a également pas réalisé de réunion d'enclenchement de la prestation pour s'assurer des compétences et des habilitations du prestataire nécessaires à la bonne réalisation de ses missions. Ainsi, l'exploitant considère que cette prestation d'assistance à maitrise d'ouvrage pour la mission SSER dans le domaine de la sûreté et de l'environnement ne nécessite pas une surveillance au titre de l'article 2.2.2 de l'arrêté [2] étant donné qu'aucune de ces missions n'est en lien avec une AIP, ou son contrôle technique ou vérification par sondage (articles 2.5.2, 2.5.3 et 2.5.4 de l'arrêté [2]). Demande B4 : Je vous demande de me démontrer que les articles 2.2.2, 2.5.2, 2.5.3 et 2.5.4 de l'arrêté [2] ne s'appliquent pas à la prestation d'assistance à la maitrise d'ouvrage pour la mission SSER dans les domaines de la sûreté et de l'environnement, définie dans le cahier des charge précité.
## 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-2018-0337 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 7 août 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-040881 Monsieur le directeur Framatome Établissement de Romans-sur-Isère ZI Les Bérauds - BP 1114 26104 Romans-sur-Isère cédex Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base (INB)**
Framatome - INB no 63 Inspection no INSSN-LYO-2018-0337 du 25 juillet 2018 Thème : « Travaux - Gestion des modifications matérielles » Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007 modifié relatif aux installations nucléaires de base et au contrôle, en matière de sûreté nucléaire, du transport de substances radioactives 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 25 juillet 2018 au sein de l'établissement Framatome de Romans-sur-Isère (INB no 63) sur le thème « Travaux et gestion des modifications matérielles ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection inopinée du 25 juillet 2018 menée au sein de l'établissement Framatome de Romans-surIsère (INB no 63) a porté sur l'organisation des travaux réalisés pendant l'arrêt d'été ainsi que la gestion des modifications matérielles correspondantes. La majeure partie de ces travaux ont fait l'objet de demandes d'autorisation de modification en application de l'article 26 du décret [2]. Les inspecteurs se sont intéressés par échantillonnage à la mise en œuvre des dispositions techniques et organisationnelles décrites dans les dossiers de sûreté associés aux demandes d'autorisation de modification. Enfin, les inspecteurs ont visité le hall gaine et la zone uranium du bâtiment F2. Les conclusions de l'inspection sont globalement satisfaisantes pour ce qui concerne le processus de gestion des modifications. Les inspecteurs ont notamment relevé l'implication de l'équipe sûreté projet dans le suivi des travaux en cours. Toutefois, lors de la visite, les inspecteurs ont constaté que les conditions d'intervention pour les travaux réalisés dans les cellules 5B et 5C n'étaient pas conformes à celles qui avaient été décrites dans le dossier de demande de modification associé. Les inspecteurs ont donc demandé la suspension du chantier jusqu'à la mise en place de mesures correctives. Par ailleurs, l'exploitant doit être particulièrement vigilant sur la conformité aux exigences requises des ancrages réalisés sur le site.
## A. Demandes D'Actions Correctives Maîtrise Des Risques De Criticité En Cas De Séisme : Ancrages
D'importants réaménagements et renforcements ont été réalisés dans le bâtiment F2 afin d'améliorer la résistance des bâtiments et structures à un aléa sismique. Les inspecteurs se sont notamment intéressés au renforcement de la cloison séparant le hall gaine de la zone uranium ainsi qu'au renforcement de la tenue des cloisons situées dans la zone grenier du sous-ensemble SE26. Les ancrages de ces renforcements sont réalisés selon les standards en vigueur sur le site de Romans-sur-Isère : le « Guide des exigences définies applicables aux ancrages » référencé SMI0778.
Les inspecteurs ont contrôlé les modes opératoires de réalisation des ancrages ainsi que les procèsverbaux correspondants qui doivent détailler en particulier le type d'ancrage utilisé (cheville ou tige métallique), la profondeur de perçage et le type de serrage (serrage au couple ou au refus et leurs caractéristiques). Pour tous les ancrages des renforcements de la cloison séparant le hall gaine de la zone uranium ainsi que ceux qui concernent le renforcement des cloisons en SE26, l'ensemble des informations requises n'était pas disponible (critère de serrage au refus de 2 tiges d'ancrage et profondeur de perçage pour la pose des chevilles). L'attestation de conformité de la pose des chevilles prévue par le guide SMI0778 susmentionné n'a pas été présentée. La thématique des ancrages sur le site de Romans-sur-Isère est un sujet pour lequel des non-conformités récurrentes ont été constatées lors des précédents travaux de renforcement ; j'appelle votre attention sur cette problématique. Framatome doit améliorer la préparation et le suivi de ces activités, ainsi que la collecte des preuves. Demande A1 : En application de la procédure référencée SMI0778, « Guide des exigences définies applicables aux ancrages », je vous demande de mettre en place des actions pour garantir la conformité des ancrages réalisés sur votre site et la traçabilité des preuves associées.
## Conditions D'Intervention Sur Le Chantier En Cellules Se5B Et 5C
Les travaux de renforcement du génie civil réalisés en cellules SE5B et SE5C ont fait l'objet d'un dossier de demande de modification déposé le 4 mai 2018. L'ASN a sollicité des compléments par courrier du 31 mai 2018, notamment concernant la maîtrise du risque de dissémination des substances radioactives et plus précisément sur l'emplacement et la nature des sas mis en place pendant les travaux. Ce point a été précisé par Framatome dans sa réponse du 11 juin 2018. Les inspecteurs ont contrôlé l'implantation des sas radiologiques prévus sur ce chantier. Selon le dossier autorisé, une différence de pression devait également être mise en œuvre entre l'intérieur du sas et la zone environnante d'au maximum 10 Pa. Lors de la visite, les inspecteurs ont constaté que le sas n'était pas totalement étanche et que la dépression n'était pas garantie. Ils ont donc demandé la suspension du chantier jusqu'à la mise en place de mesures correctives. **Vous avez transmis, par courrier** électronique, le 26 juillet 2018, les preuves des actions correctives mises en place. J'ai bien pris note de ces dispositions et de la reprise des activités.
## Travaux En Cellule Se2
La « boîte de confinement » du local SE2 est équipée d'une extraction d'air avec une filtration de très haute efficacité (THE), raccordée à la ventilation générale de la zone uranium. Le confinement au niveau de la trappe d'ouverture a été renforcé par la mise en place d'un asservissement garantissant le maintien de la trappe fermée lors de l'arrêt de la ventilation au cours des opérations de pesée (en raison du caractère volatile des produits manipulés). Les inspecteurs ont consulté la Fiche d'évaluation de la modification et la Demande d'autorisation de modification (FEM/DAM) liée à ces travaux. L'asservissement est mis en place, mais les essais de qualification réalisés ont mis en évidence un problème de câblage électrique au niveau d'une vanne. Une correction est nécessaire avant reprise des essais depuis leur début.
Demande A2 : Je vous demande de me confirmer la fin des travaux de remise en conformité de l'asservissement de la boîte de confinement située en cellule SE2 et la reprise complète des essais de qualification correspondants.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Plan De Surveillance Sûreté
En application de l'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB, l'exploitant doit « exercer sur ses intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens et services qu'ils fournissent respectent les exigences définies ».
Les travaux réalisés dans le bâtiment F2 étant sous-traités pour ce qui concerne la conception et la réalisation sont redevables d'une surveillance. Les inspecteurs ont contrôlé la surveillance mise en œuvre par Framatome : elle est définie dans la note technique « INB 63 - Projet de rénovation F2 - Plan de surveillance sûreté » référencée PRO NOT 18 44222 révision 00 du 24/07/2018. Ce plan de surveillance prévoit une visite de surveillance de la part de la maîtrise d'ouvrage afin de s'assurer du respect des exigences de sûreté. Cette visite était programmée dans les jours suivant l'inspection.
Demande B1 : Je vous demande de me transmettre le compte rendu de la visite de surveillance réalisée au sein du projet de rénovation du bâtiment F2.
## C. Observations Travaux De Renforcement Du Génie Civil En Cellule Se25 : Batardeau
Les travaux de renforcement du génie civil réalisés en cellule SE525 ont fait l'objet d'un dossier de demande de modification déposé par Framatome le 4 mai 2018. L'ASN a sollicité des compléments par courrier du 5 juin 2018 notamment concernant la maîtrise du risque d'inondation par la toiture, plus précisément lors du renforcement de la poutre ramasse panne, nécessitant l'ouverture de la toiture. Ce point a été précisé par Framatome dans sa réponse du 6 juin 2018. Les conditions suivantes étaient prévues : «
- *les travaux sont réalisés pendant l'arrêt d'été, c'est-à-dire hors présence de matière nucléaire,*
- *en prévention, un confinement temporaire est réalisé en intérieur de bâtiment afin de prévenir toute entrée d'eau,* - *en moyens de surveillance, les conditions météorologiques sont surveillées pendant le chantier. En cas de pluie, le* kit environnement est déployé. Si fortes intempéries, le chantier est interrompu et mis en sécurité (mise en place d'un dispositif de fermeture),
- *en complément, et en mesure de limitation des conséquences en heures non ouvrables, un batardeau doit être mis* en place devant SE28L. »
Les travaux de renforcements étant terminés, les inspecteurs ont vérifié les preuves de ces dispositions compensatoires. Ils n'ont pu avoir la preuve de la bonne mise en place du batardeau avant la première ouverture en toiture, ce point n'ayant pas fait l'objet d'un point d'arrêt dans le processus de réalisation de la modification. C1. Je vous encourage à améliorer les vérifications des mesures compensatoires de sûreté mises en œuvre, par le biais notamment des points d'arrêt de chantier.
##
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 au chef de la division de Lyon signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-CHA-2018-0220 | DIVISION DE CHÂLONS-EN-CHAMPAGNE
N/Réf. : CODEP-CHA-2018-042244 Châlons-en-Champagne, le 24 août 2018 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Chooz BP 62 08600 GIVET
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centre Nucléaire de Production d'Electricité (CNPE) de Chooz B Inspection n° INSSN-CHA-2018-0220 du 14 août 2018 Thème : Suivi en service des équipements sous pression nucléaires (ESPN) et des équipements sous pression (ESP) : accessoires de sécurité
## Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Arrêté ministériel du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du CPP et des CSP des réacteurs à eau sous pression
[3] Arrêté ministériel du 12 décembre 2005 relatif aux ESPN [4] Note EDF D455016043269 ind. 0 du 11 juillet 2016 - Fiche de position portant sur la présence de traces de bore au niveau de la bride d'admission d'une soupape SEBIM
[5] Note EDF D455015028893 ind. 0 du 23 juin 2015 - Fiche de position portant sur la présence de traces de bore au niveau de la tête de détection d'un détecteur SEBIM
[6] Note EDF D4507990986 ind. 3 du 8 octobre 2013 - Procédure technique d'essai d'étanchéité en eau d'un détecteur pilote SEBIM
[7] Note EDF D454809304767 ind. 1 du 20 juin 2017 - Liste des matériels du CPP et des CSPP du palier N4
[8] Note EDF D454809309468 ind. 8 du 28 mars 2018 - Liste des ESPN de Chooz
[9] Note EDF RFI CZ 17.02.14 portant sur le tarage des soupapes VVP, accessoires de sécurité du CSP
## 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 14 août 2018 au centre nucléaire de production d'électricité de Chooz B sur le thème « Suivi en service des ESPN et des ESP : accessoires de sécurité ». Sur la base des constatations faites par les inspecteurs, je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection a porté sur les conditions d'exploitation et de surveillance des accessoires de sécurité par le CNPE au regard des dispositions des arrêtés en référence [1] et [2]. Les inspecteurs ont procédé à un examen documentaire ainsi qu'à une inspection de terrain d'accessoires de sécurité du réacteur 1 en arrêt pour simple rechargement (ASR). A l'issue de cette inspection, les inspecteurs ont conclu que l'organisation mise en œuvre par le CNPE de Chooz pour le suivi en service des accessoires de sécurité est globalement satisfaisante. Toutefois, l'exploitant doit renforcer sa rigueur sur la constitution de la liste des équipements sous pression nucléaires. Les inspecteurs ont également examiné des dossiers d'interventions sur des accessoires de sécurité du circuit primaire principal (CPP) et du circuit secondaire principal (CSP). L'exploitant doit également renforcer sa gestion des ressources et ses dispositions pour assurer la surveillance des activités importantes pour la protection (AIP).
## A. Demandes D'Actions Correctives A.1 Traces De Bore Sur Une Bride D'Admission D'Une Soupape Sebim
La circulaire de l'arrêté en référence [2] dispose que « le maintien de l'intégrité doit s'entendre, en exploitation, comme le maintien de la garantie de confinement du fluide véhiculé, à savoir : l'absence de fuite autres que de faibles fuites collectées aux joints d'étanchéité […] ». Lors de l'Arrêt Simple pour Rechargement (ASR17 du réacteur n°1) de 2018, des traces de bore ont été détectées sur la bride d'admission de la soupape SEBIM 1 RRA 032 VP. Une fiche de position d'EDF UNIE en référence [4] a été utilisée mais celle-ci n'a pas été déclinée entièrement : les contrôles de la géométrie de l'assemblage et les contrôles du serrage de l'assemblage n'ont en effet pas été effectués. Demande A.1 : Je vous demande d'expliquer les raisons qui ont conduit à ne pas décliner entièrement la fiche de position. Par ailleurs, je vous demande de transmettre le document de suivi de l'intervention, permettant de garantir que la réalisation complète des gestes prévus dans la procédure a été effectuée.
## A.2 Traces De Bore Sur Un Détecteur Pilote Sebim
Des traces de bore ont été constatées au niveau de la tête de détection de l'armoire SEBIM 1 RRA 032 VP. Vos équipes ont indiqué aux inspecteurs avoir appliqué la fiche de position EDF UNIE en référence [5]. Cependant, cette fiche de position demande de réaliser un test d'étanchéité seulement « si la trace est volumique sur tout ou partie de l'étanchéité », ce qui n'est pas cohérent avec la procédure d'essai d'étanchéité en eau d'un détecteur pilote en référence [6] qui définit les essais en eau à « effectuer après avoir visualisé des traces blanchâtres sur la tête de détection ». Demande A.2 : Je vous demande de justifier la non réalisation du test d'étanchéité après détection des traces de bore au niveau de la tête de détection de l'armoire pilote SEBIM 1 RRA 032 VP. Vous justifierez également le maintien de l'intégrité de l'armoire SEBIM.
## A.3 Recueil Et Exploitation Du Retour D'Expérience Des Incidents Sur Les Sebim
L'article 2.4.1 de l'arrêté en référence [1] dispose que « le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant…de recueillir et d'exploiter le retour d'expérience. ». Par ailleurs la demande ICE B-33 de la Lettre de Position Générique (LPG) pour les arrêts 2018 demande
« qu'en cas de détection de traces de bore même faibles, au niveau de la soupape ou de l'armoire de pilotage […] d'ouvrir une fiche d'écart et de la traiter dans les plus brefs délais ». Vos équipes nous ont informé ne pas avoir ouvert de fiche d'écart permettant de recueillir et d'analyser le retour d'expérience des désordres sur les équipements SEBIM. Ce retour d'expérience est analysé annuellement et est un indicateur du suivi des aléas sur les accessoires SEBIM. Demande A.3 : Je vous demande d'assurer la traçabilité des actions précédentes dans votre système qualité et de vous assurer que toute trace de bore détectée sur un accessoire de sécurité SEBIM fasse l'objet d'une fiche d'écart.
## A.4 Liste Des Matériels Du Circuit Des Cpp/Csp
L'article R 557-9-1 du code de l'environnement définit les accessoires de sécurité comme « des dispositifs destinés à la protection des équipements sous pression et ensembles contre le dépassement des limites admissibles […] ». La note en référence [7] définissant la liste des matériels du CPP et du CSP du palier N4 indique que les lignes d'asservissements et d'impulsions reliant les soupapes SEBIM aux détecteurs pilotes sont définies comme « canalisations de faible diamètre » au sens de l'article 3 du l'arrêté en référence [2]. Cependant, et tel que défini dans le rapport de sûreté (RDS), l'accessoire de sécurité SEBIM est constitué par l'ensemble de la soupape SEBIM, des lignes d'impulsions et d'asservissements et du détecteur pilote. Les lignes d'impulsions et d'asservissement ne peuvent donc être définies comme des canalisations de faible diamètre. Demande A.4 : Je vous demande de mettre à jour la liste des matériels des CPP/CSP afin que les lignes d'impulsions et d'asservissements soient intégrées à l'accessoire de sécurité SEBIM et ne soient pas considérées comme des canalisations de faible diamètre.
## A.5 Elaboration De La Liste Des Espn
Le paragraphe II de l'article 2 de l'arrêté en référence [3] précise que le rejet d'activité à prendre à compte est « pour un accessoire de sécurité, le plus élevé des rejets évalués pour les équipements sous pression nucléaires qu'il protège ». De plus, le paragraphe II de l'article R557-12-3 du code de l'environnement définit que « l'exploitant d'une installation nucléaire de base dresse la liste des équipements sous pression nucléaires utilisés dans l'installation. Il indique et justifie le niveau qu'il confère à chacun de ces équipements. Il indique pour chacun sa catégorie et la justifie sur la base des données du dossier descriptif. Cette liste ainsi que les justifications associées sont tenues à disposition de l'Autorité de sûreté nucléaire ». La note en référence [8] définissant la liste des ESPN du CNPE de Chooz ne comprend pas les soupapes REN 277/297/317 VP. Pourtant l'échangeur REN 101 RF situé en amont de cette vanne et les lignes REN 101/102 TY et REN 990 TY sont bien classés N3. Conformément au rapport du Groupe Permanent du 9 juin 2018, concernant le classement des ESPN qui dispose au paragraphe 4.1.2. que « le classement des équipements appartenant à des circuits qui ne sont pas classés de sûreté a été effectuée à partir des seuls activités de rejets des récipients non classés de sureté » et conformément à l'arrêté en référence [3], il convient de prendre en compte l'activité vue par les soupapes REN 277/297/317 VP pour évaluer leur classement ESPN. Or, les activités de l'échangeur REN 101 RF et des lignes aval REN 101/10/990 TY étant toutes supérieures à 370 MBq, l'activité vue par la soupape de sécurité REN 277 VP est donc elle aussi supérieure à 370 MBq, correspondant au moins à un classement ESPN de niveau N3.
Le même raisonnement doit être appliqué aux soupapes REN 297 et 317 VP qui doivent également être classées N3. Demande A.5 : Je vous demande : - de justifier le classement des soupapes 2 REN 277 / 297 /317 VP en tenant compte du niveau d'activité des échangeurs en amont et des lignes REN classées N3 ; - de procéder à la mise à jour de la liste des ESPN afin d'y intégrer les soupapes REN 277/297/317 VP.
## A.6 Optimisation De L'Exposition Des Travailleurs *
Lors de leur visite de terrain, les inspecteurs ont constaté que le pré-job briefing de l'activité de pose du joint du couvercle de cuve était réalisé en zone jaune, à proximité immédiate du mécanisme de commande des grappes, et non au point vert « ALARA ». Le débit de dose relevé à l'endroit du briefing était compris entre 80 et 90 µSv/h et la signalisation « zone jaune » était correctement apposée. Trois rappels successifs des inspecteurs ont été nécessaires pour que les intervenants quittent la zone jaune pour réaliser leur briefing. Malgré les rappels, le pré job briefing n'a pas été réalisé au point vert ALARA.
Demande A.6 : Je vous demande de mettre en place des dispositions et une organisation pour vous assurer de l'optimisation de l'exposition des travailleurs notamment lors de la réalisation des pré-jobs briefing sur le terrain.
## A.7 Opérabilité De L'Électroaimant Sebim
Durant leur visite de terrain, les inspecteurs ont constaté que le roulement linéique de l'électroaimant du détecteur SEBIM 1 RCP 253 AR était contraint et bloqué par du supportage. Le roulement linéique de l'électroaimant doit assurer l'ouverture de la soupape SEBIM dans certaines conditions accidentelles. La soupape SEBIM doit notamment assurer sa mission sous séisme par l'opérabilité de ce roulement linéique. Demande A.7 : Je vous demande de vous assurer et de justifier l'opérabilité du roulement linéique de l'électroaimant contraint en situation accidentelle et notamment en cas de séisme.
## B. Demandes De Compléments D'Information B.1 Surveillance Des Activités Importantes Pour La Protection (Aip)
L'article 2.5.1 de l'arrêté en référence [1] dispose que « l'exploitant identifie les AIP, les exigences définies afférentes et tient la liste à jour ». De plus, l'article 2.2.3 dispose que « la surveillance des AIP réalisées par un intervenant extérieur doit être exercée par l'exploitant ». Le rapport de fin d'intervention en référence [9] concernant le tarage des soupapes VVP et accessoires de sécurité du CSP, ne permet pas d'établir que les AIP ont été surveillées par l'exploitant. Vos intervenants ont précisé aux inspecteurs que la liste des AIP définies par le prestataire diffère de celle définie par EDF.
Cependant, vos équipes n'ont pas pu présenter aux inspecteurs la liste des AIP de l'activité de tarage des soupapes VVP définie par EDF. Demande B1 : Je vous demande :
- **de transmettre la liste des AIP pour l'activité de tarage des soupapes VVP ;**
- de vous assurer que la surveillance des AIP a bien été effectuée pour le tarage des soupapes VVP
et de me transmettre la surveillance réalisée pour cette activité lors de l'arrêt pour rechargement de 2017 du réacteur 2.
## B.2 Surveillance Des Interventions Sebim
L'article 2.2.2 de l'arrêté en référence [1] dispose que « la surveillance est proportionnée à l'importance, pour la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de la l'article L. 593-7 du code l'environnement, des activités réalisées. Elle est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. »
Pendant l'arrêt ASR17 du réacteur 1 en cours, un seul chargé de surveillance SEBIM a été formé pour suivre les interventions sur les soupapes et armoires SEBIM. Vos équipes ont indiqué qu'un second chargé de surveillance serait formé à la fin de l'arrêt. Demande B.2 : Je vous demande de vous interroger sur la robustesse de votre organisation concernant le nombre de chargés de surveillance afin d'assurer la surveillance de l'ensemble des interventions sur ces matériels.
***
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-OLS-2018-0678 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2018-049694 Orléans, le 15 octobre 2018 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-2018-0678 du 27 septembre 2017 « Inspection 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 inopinée a eu lieu le 27 septembre 2018 à l'Atelier des Matériaux Irradiés de Chinon sur le thème « inspection 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 27 septembre 2018 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 ou 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 inventaires des entreposages et des évacuations de colis de déchets, les dispositions organisationnelles associées et les perspectives en termes d'actions futures ont été particulièrement examinés. 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, l'organisation et les dispositions 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 est bien avancée. Cependant, quelques précisions et mises à jour documentaires sont nécessaires et des dispositions opérationnelles relevant essentiellement de dispositions d'assurance qualité doivent être consolidées.
Des précisions sont attendues sur le traitement d'un écart et des opérations liées à la surveillance ou au contrôle. Quelques signalétiques nécessitent plus de rigueur ou vigilance.
## A. Demandes D'Actions Correctives Liste De Documents Applicables D'Un Agrément
Vous avez présenté la liste des documents applicables à la déclinaison de l'agrément PA07001 dont relèvent de nombreux colis de déchets de l'installation. Cette liste accompagnait un classeur contenant une version papier des documents qu'elle référence. L'examen du classeur a montré que la liste n'avait pas été mise à jour pour intégrer la montée d'indice d'un document. Cette liste de documents a été comparée à la base documentaire informatique. Des incohérences documentaires ont été relevées. En particulier, un document mentionné dans la liste en version papier n'apparaissait pas dans la base documentaire et un autre n'était accessible que dans une version annulée d'indice inférieur à celui indiqué dans la liste. Demande A1 : je vous demande de mettre à jour la liste des documents applicables à l'agrément PA07001 après avoir vérifié sa complétude et l'état de mise à jour des documents.
Vous vous assurerez que les documents en vigueur sont accessibles dans la base documentaire informatique. Vous m'indiquerez vos conclusions.
�
## Transferts De Colis Entre La Cellule 201 Et Le Local S272
Les inspecteurs ont consulté le dossier de suivi d'intervention relatif à des transferts de colis de déchets entre la cellule 201 et le local S272 qui ont été récemment réalisés. Les colis ont été constitués dans la cellule. La réalisation de telles opérations avait fait l'objet d'une autorisation de l'ASN en 2008. Les inspecteurs ont constaté que le dossier de suivi de l'intervention (DSI) qui encadre ces opérations, définies en activité importante pour la protection (AIP), se réfère à un mode opératoire qui s'est avéré être à l'état annulé dans votre base documentaire. Ils ont également constaté que l'ouverture du bouchon de la trappe T5 pour contrôle du sens d'air ne faisait pas l'objet d'un point d'arrêt. Ce point d'arrêt avait pourtant été défini par l'exploitant dans le cadre des échanges de l'instruction de la demande qui avait conduit l'ASN à autoriser ces opérations. Ce point d'arrêt est une exigence relative à une activité de vérification d'une exigence de sûreté.
Je vous rappelle que lors d'une inspection en 2013, les inspecteurs avaient constaté que les rares opérations faites n'avaient fait l'objet ni d'un DSI, ni du point d'arrêt annoncés dans l'instruction de l'autorisation. A la suite de cette inspection, l'exploitant avait arrêté toute opération dans la cellule et indiqué que « l'interruption des activités sera levée lorsque les documents d'intervention respecteront l'ensemble des exigences de notre demande d'autorisation d'utiliser la cellule 201 ».
Demande A2 : je vous demande de respecter le point d'arrêt que vous aviez défini dans la demande d'autorisation d'utiliser la cellule 201 pour la réalisation de colis de déchets. Je vous demande également de mettre en référence dans le dossier de suivi d'intervention un mode opératoire valide que vous me transmettrez.
�
## B. Demandes De Compléments D'Information Ecart
La fiche d'écart référencée CHB 2015/01 dans le bilan annuel des déchets qui mentionne que cet écart est en cours de traitement, n'a pu être consultée en séance. Demande B1 : je vous demande de m'indiquer le détail de cet écart et l'avancement de son traitement. Vous me transmettrez la fiche dans son état actuel.
## Surveillance De La Prestation Externe De Traitement De Conteneurs De Déchets Fma
Les inspecteurs ont consulté le rapport d'audit du 31 juillet 2018 de la prestation externe de traitement des conteneurs de déchets FMA. Quelques fiches de suivi du programme de surveillance sont intégrées au rapport. A la consultation de ces fiches, il n'est pas apparu simple de faire le lien entre ces fiches et les différents libellés du plan de surveillance. En conséquence, il n'apparaît pas simple de vérifier le nombre minimal de surveillance par libellé requis par le plan de surveillance.
Demande B2 : je vous demande de m'indiquer les dispositions que vous appliquez pour assurer un suivi efficient du déroulement du plan de surveillance. Le cas échéant, vous m'indiquerez les améliorations que vous apportez à la situation constatée, pour faire un lien plus explicite entre les fiches de surveillance et le plan de surveillance.
�
## Contrôle Trimestriel De L'Entreposage De Conteneur De Déchets Dans Le Local E261
Des contrôles trimestriels de l'entreposage sont réalisés, en déclinaison des prescriptions de cet entreposage. A la consultation des comptes rendus de contrôles des deux dernières années, les attendus et l'appréciation des résultats en termes de conformité ne sont pas apparus clairs. En effet, des contrôles sont déclarés conformes alors qu'ils n'ont pu être faits que partiellement et les contrôles tels qu'ils apparaissent définis ne peuvent être réalisés exhaustivement. Demande B3 : je vous demande de clarifier les attendus de ces contrôles trimestriels, tant en termes de contenu qu'en termes d'évaluation de leurs résultats.
Tel que constaté par les inspecteurs au cours de la visite des locaux, des manomètres à liquide de certains locaux ont été mis hors service. Certains avaient cependant fait l'objet de maintenance au mois d'août 2018.
Vous avez indiqué que pour ces locaux, ces mesures n'avaient plus d'utilité dans la configuration actuelle de l'installation. Demande B4 : je vous demande de m'indiquer les locaux dans lesquels vous avez mis hors service les manomètres de mesure de dépression ainsi que les locaux dans lesquels vous prévoyez leur mise hors service. Vous apporterez les justifications de ces mises hors service effectives ou prévisionnelles.
�
## C. Observations
C1 : Au cours de la visite des locaux, les inspecteurs ont constaté que les étiquettes apposées à leur entrée, pour indiquer certaines informations radiologiques concernant ces locaux, n'indiquaient pas systématiquement la présence de points chauds quand ils étaient présents. Il conviendrait que ces étiquettes soient homogènes quant aux types d'informations qui peuvent y figurer. C2 : Au cours de la visite, les inspecteurs ont constaté la présence d'un zone signalée zone surveillée dans le local E261. Vous avez indiqué que ce zonage de radioprotection n'avait plus lieu d'être. En conséquence, il convient de supprimer la signalétique constatée.
## �
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 Signé par : Alexandre HOULE |
INSSN-LYO-2018-0468 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 30 juillet 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-039054 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 de la centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB no 111 et no 112)
Identification de l'inspection : INSSN-LYO-2018-0468 du 24 juillet 2018 Thèmes : R.8.1. Prévention des pollutions et maitrise des nuisances et R.5.1 Génie civil Référence : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection courante a eu lieu le 24 juillet 2018 à la centrale nucléaire de Cruas-Meysse, sur les thèmes de la prévention des pollutions, de la maîtrise des nuisances et du génie-civil. 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 24 juillet 2018 avait pour objectif de contrôler par sondage le bon état d'ouvrages nécessaires à la prévention de pollutions et des nuisances ainsi que la réalisation des contrôles de ces ouvrages de génie civil de la centrale nucléaire de Cruas-Meysse. Le bilan de l'inspection menée par les inspecteurs est globalement satisfaisant. En premier lieu, les inspecteurs ont contrôlé le respect des engagements pris par EDF à la suite des demandes de l'ASN issues de l'inspection sur les mêmes thèmes menée en 2017. Les actions mises en œuvre n'appellent pas de remarque de la part des inspecteurs. En second lieu, les inspecteurs ont contrôlé les actions d'investigations et les actions correctives entreprises puis mises en œuvre à la suite de six évènements intéressants pour l'environnement déclarés par la centrale nucléaire de Cruas-Meysse en 2017 et 2018. L'analyse de ces évènements a amené EDF à définir des plans d'actions avec des échéances associées pour lesquels les inspecteurs n'ont pas constaté d'écart. En revanche, un évènement n'a pas fait l'objet d'engagements formalisés quant à la mise en œuvre des mesures correctives. Ce constat fait l'objet d'une demande ci-après. En troisième lieu, les inspecteurs ont étudié la mise en œuvre, par la centrale nucléaire de Cruas-Meysse, des référentiels nationaux relatifs à la maintenance des ouvrages de génie civil considérés comme éléments important pour la protection des intérêts1 (EIP) ainsi que le traitement des constats et écarts associés. En particulier les inspecteurs ont examiné, par sondage, les contrôles réalisés par la centrale nucléaire de Cruas-Meysse relatifs aux tassements et mouvements relatifs entre ouvrages et au radier de l'îlot nucléaire. Les inspecteurs soulignent la bonne maîtrise par la centrale nucléaire de Cruas-Meysse des référentiels applicables notamment en ce qui concerne le traitement des constats et écarts des ouvrages et matériels de génie civil.
Pour la seconde partie de l'inspection, les inspecteurs ont contrôlé sur le terrain, par sondage :
- L'état de rétentions de la station de déminéralisation,
- L'état de galeries, notamment les galeries des réacteurs 1 et 2 par lesquelles transitent les tuyauteries du circuit d'eau brute secouru (SEC),
- l'état du béton du radier, des joints inter bâtiments, des appuis parasismiques et des capots de précontraints des réacteurs 3 et 4 du CNPE de Cruas.
Les constats réalisés par les inspecteurs lors de ces visites appellent les demandes ci-après.
Enfin, les inspecteurs ont globalement pu constater, sur le terrain, le bon état général des installations contrôlées.
## A. Demande D'Action Corrective Conditions D'Accès Des Galeries
Lors de l'inspection du 24 juillet 2018, les inspecteurs ont constaté que les galeries SEC des réacteurs 1 et 2 présentaient une contamination nécessitant le port d'équipements de protection individuel spécifiques pour y pénétrer. Cette situation doit être traitée comme une situation exceptionnelle car ces galeries, dans lesquelles transitent de l'eau, ne doivent pas, en principe, présenter de contamination. L'affichage présentant les conditions d'accès et les risques radiologiques afférents aux galeries datait du mois de février 2017. Il convient tout d'abord que vous révisiez vos contrôles des conditions d'ambiance radiologiques de ces locaux. En tout état de cause, vous devez prendre les dispositions nécessaires afin de mettre fin à cette situation de présence de contamination dans ces galeries.
D'autre part, les inspecteurs ont constaté que les conditions d'accès ne sont pas pertinentes et que les appareils de contrôle de radioprotection présents avaient un fonctionnement erratique dû à la faible charge de leurs batteries. Concernant les conditions d'accès liées à la contamination, les inspecteurs ont constaté que le port de sur-bottes était obligatoire mais pas celui de gants. Or, l'utilisation d'une échelle est nécessaire afin d'accéder aux galeries. Une trace de contamination présente sur une sur-botte pourrait donc se déposer via un barreau de l'échelle dans la main d'un intervenant. Demande A1 : je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin d'éliminer la contamination présente dans les différentes galeries SEC de la centrale nucléaire de CruasMeysse.
Demande A2 : dans l'attente, je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin de renforcer les mesures radiologiques de ces zones et d'améliorer les équipements individuels et collectifs conservatoires mis en place dans ces zones.
## Espace Inter-Radier
Les inspecteurs ont constaté, dans l'espace inter radier, sous le radier du bâtiment combustible du réacteur 4, au niveau du radier des puisards identifiés *« 4 RPE XX »*, la présence très importante d'eau accumulée dans une zone de rétention. La présence de cette eau soulève plusieurs interrogations, dont les éléments de réponses n'ont pas été apportés par vos représentants au cours de l'inspection :
- Comment les contrôles à réaliser au titre du programme de base de maintenance peuvent-ils être réalisés avec la présence de ce volume d'eau stagnante ? En corolaire, ce programme de maintenance précisant que ces contrôles du radier doivent être réalisés pendant la saison où le niveau de la nappe phréatique est maximal, comment pouvezvous assurer le respect de cette exigence si cela induit la présence d'eau sous le radier du bâtiment combustible du réacteur 4 ?
- Comme pouvez-vous justifier que la présence de cette eau stagnante ne remet pas en cause la pérennité de la qualification des ouvrages de génie civil présents, notamment des plots parasismiques et du radier ? Disposez-vous d'études qui démontrent que l'immersion des ouvrages de génie civil n'entraine ni des dégradations prématurées de ces ouvrages, ni une remise en cause des études de qualification initiales ?
- Comment expliquez-vous que cette eau ne soit présente que sous le radier du bâtiment combustible du réacteur 4 ? Cette spécificité de ce réacteur pourrait-elle avoir pour origine une inétanchéité du radier à cet endroit ?
Demande A3 : je vous demande d'apporter des éléments de réponse à l'ensemble des interrogations susmentionnées.
## B. Complément D'Information Événement Intéressant Pour L'Environnement
Les inspecteurs ont contrôlé, par sondage, les actions que vous avez mises en œuvre à la suite de la déclaration d'évènements intéressants pour l'environnement en 2017 et 2018.
Concernant l'évènement relatif à des défauts d'étanchéité de tuyauterie SEK2 déclaré le 18 août 2017, vous avez indiqué aux inspecteurs que le remplacement des parties de tuyauteries avait été réalisé sur le réacteur 1. En revanche, les inspecteurs ont constaté que, pour les 3 autres réacteurs, les travaux n'ont pas encore été réalisés ni même programmés. Demande B1 : je vous demande de m'informer de l'échéancier auquel vous vous engagez pour la réalisation des actions correctives à la suite de la déclaration de l'évènement susmentionnée.
## Station De Déminéralisation
Les inspecteurs ont constaté, dans la station de déminéralisation, que le revêtement de la rétention identifiée « 0 HYA 002 FW » présente des défauts à plusieurs endroits. Demande B2 : je vous demande de m'informer de la caractérisation et de l'analyse de nocivité de ces défauts.
## Galeries Sec
Lors de la visite des galeries SEC, les inspecteurs ont notamment constaté dans la galerie voie B du réacteur 2 la présence d'eau stagnante qui ne s'écoulait pas dans le puisard adjacent, pourtant prévu à cet effet, ainsi que, dans la galerie voie B du réacteur 1, des fissurations au niveau du plafond. Demande B3 : je vous demande de m'informer de la caractérisation et de l'analyse de nocivité de ces défauts.
## C. Observations
Néant Outre les demandes pour lesquelles je vous demande un délai spécifique plus contraint, 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-DCN-2018-0264 | DIRECTION DES CENTRALES NUCLEAIRES
Montrouge, le 17 juillet 2018 Réf. : CODEP-DCN-2018-029882 Monsieur le Directeur du projet Flamanville 3 EDF/DIPNN/Direction du projet Flamanville 3 97 avenue Pierre Brossolette 92120 Montrouge cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base EDF/DIPNN/Direction du projet Flamanville 3 Inspection INSSN-DCN-2018-0264 Thème : gestion des modifications programmées après la mise en service de Flamanville 3 Références : [1] Décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007 modifié relatif aux installations nucléaires de base et au contrôle, en matière de sûreté nucléaire, du transport de substances radioactives
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Note d'EDF référencée D458517021437 indice A - INS.EPR 354 - Piloter les affaires IPE de l'EPR FA3
[4] Note d'Edvance référencée FA3-DITCTR-2018-FR-0012 indice A - DOC V0 : affaire IPE correctifs mécaniques
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) fixées à l'article L. 592-22 du code de l'environnement et en vertu du second alinéa de l'article L. 596-14 du même code, une inspection courante a eu lieu le 15 juin 2018 à la direction du projet Flamanville 3 d'Électricité de France (EDF) sur le thème de la gestion des modifications de l'installation nucléaire de base de Flamanville 3 programmées après sa mise en service. 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. L'inspection du 15 juin 2018 portait sur l'organisation qu'EDF a mise en œuvre pour identifier, concevoir et planifier les modifications de la centrale nucléaire de Flamanville 3 dont l'intégration est prévue après la mise en service. Les inspecteurs ont notamment examiné le fonctionnement de la structure que vous avez mise en place pour gérer ces modifications, la façon dont différentes modifications matérielles de l'installation sont préparées ainsi que l'organisation prévue pour constituer le dossier de fin de démarrage1.
Les inspecteurs ont relevé que vous confiez une large part des études de conception des modifications à l'intervenant extérieur Edvance sans exercer la surveillance prévue à l'article L. 593-6-1 du code de l'environnement. Des actions devront être prises à brève échéance pour remédier à cette situation, y compris de manière rétrospective sur les études déjà réalisées. En dehors de ce constat et au vu de l'examen par sondage mené par les inspecteurs, l'organisation que vous mettez en œuvre pour préparer les modifications dont l'intégration est prévue après la mise en service de l'installation est apparue satisfaisante. Plusieurs points positifs ont été relevés par les inspecteurs. Vous avez notamment développé une procédure spécifique pour préparer ces modifications qui se rapproche de celle en vigueur pour les réacteurs électronucléaires en fonctionnement. Les inspecteurs ont aussi relevé que vos services veillent à optimiser la dosimétrie des intervenants qui réaliseront ces modifications. De façon générale, ils ont observé une bonne appropriation des modifications à intégrer par les personnes impliquées dans le pilotage d'ensemble du projet. Les inspecteurs ont également identifié plusieurs voies d'amélioration. En particulier, le pilotage actuel de l'intégration des modifications ne prend pas en compte leur importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, par conséquent, ne permet pas de sécuriser la réalisation des modifications nécessaires à la protection des intérêts en cas d'arbitrage. Par ailleurs, vous avez présenté aux inspecteurs le processus d'intégration des modifications issues du traitement des écarts détectés lors des essais de démarrage. Ce processus implique qu'un volume conséquent de demandes de modifications devra être analysé en un temps restreint. L'ASN portera une attention particulière au caractère suffisant et à la rigueur des analyses qui seront réalisées.
## A. Demandes D'Actions Correctives A.1. Surveillance Des Études De Conception Des Modifications Confiées À Edvance
L'instruction des modifications, que vous avez identifiée comme une activité importante pour la protection des intérêts (AIP)2, inclut les études de conception des modifications. Pour plusieurs modifications qu'ils ont examinées par sondage, les inspecteurs ont constaté que ces études sont confiées à l'intervenant extérieur Edvance. L'article L. 593-6-1 du code de l'environnement dispose que « l'exploitant assure une surveillance des activités importantes pour la protection des intérêts mentionnés au même article L. 593-1 lorsqu'elles sont réalisées par des intervenants extérieurs ». Or les inspecteurs ont constaté qu'aucune action de surveillance n'avait été menée sur les études de conception des modifications réalisées par Edvance. Vos représentants n'ont pas non plus été en mesure de présenter aux inspecteurs un programme de surveillance de ces études. Demande A.1 : Je vous demande d'engager sans délai la surveillance, prévue par l'article L. 593-6-1 du code de l'environnement, des études de conception des modifications confiées à Edvance. Vous veillerez à ce que votre programme de surveillance couvre les études déjà réalisées. Vous me transmettrez sous deux mois un bilan des actions de surveillance que vous aurez menées. Vous vous assurerez également qu'EDF surveille les autres activités importantes pour la protection qu'elle confie à Edvance, ainsi que celles qu'Edvance sous-traite à une autre entité.
## A.2. Pérennisation Des « Dispositions Et Moyens Particuliers »
L'article 2.4.1 de l'arrêté en référence [2] dispose que :
« I. ― L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré3 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. »
Des essais de démarrage sont actuellement en cours sur Flamanville 3 et se poursuivront après la mise en service de l'installation. Lorsque des écarts sont détectés en phase d'essai, votre organisation prévoit la possibilité de mettre en œuvre des solutions provisoires, appelées « dispositions et moyens particuliers »
(DMP), pour ne pas entraver le bon déroulement des essais. Ces DMP doivent ensuite être analysés afin de déterminer ceux qu'il convient de pérenniser. Or les dispositions mises en œuvre pour effectuer cette analyse et instruire les modifications qui en découlent ne sont pas décrites dans votre système de gestion intégrée. Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs que les demandes de modifications issues de l'analyse des DMP seront regroupées par système ou bâtiment dans des fiches de demandes de modifications (FDM) dites « balais ». Une première série de FDM « balais », que vous souhaitez instruire avant la mise en service de l'installation, sera émise pour la fin des « essais à chaud »4. Cette première phase d'instruction doit permettre de statuer sur tous les DMP déjà mis en œuvre sur le site. Or cette organisation implique d'une part que les DMP continueront de s'accumuler jusqu'à l'instruction des FDM « balais » et d'autre part que le temps dont vous disposerez pour mener à bien cette instruction - entre la fin des « essais à chaud » et la mise en service - sera très limité au regard du nombre de DMP à pérenniser. Demande A.2 : Je vous demande de définir dans votre système de gestion intégrée les dispositions que vous mettez en œuvre pour traiter les DMP d'ici à la mise en service de l'installation. Vous préciserez notamment les critères permettant de considérer qu'un DMP doit être pérennisé et les modalités d'instruction des modifications associées. Vous veillerez en outre à ce que tous les DMP déjà mis en œuvre sur le site soit traités conformément à ces dispositions. Compte tenu du volume important de modifications que vous avez prévu d'analyser en un temps restreint, vous décrirez l'organisation que vous mettez en place pour garantir le caractère suffisant et la rigueur de ces analyses.
## B. Compléments D'Information B.1. Organisation Mise En Place Pour Préparer Les Modifications Reportées Après La Mise En Service
En mai 2017, la direction du projet Flamanville 3 a mis en place, au sein de sa direction technique, une structure de type projet pour préparer l'intégration de modifications entre la mise en service de Flamanville 3 et la fin du premier arrêt du réacteur. La note décrivant le plan de management de ce projet, dénommé projet
« première visite complète » (VC1), n'est pas encore disponible, mais vos représentants ont informé les inspecteurs qu'elle devait paraître prochainement. Les modifications dont l'intégration est prévue entre la mise en service et la fin du premier arrêt sont préparées selon la procédure décrite dans l'instruction INS.EPR 354 [3]. Cette procédure est en cours d'évolution et vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'elle serait prochainement mise à jour, afin notamment de prendre en compte les interfaces entre affaires et l'intégration des modifications dites intellectuelles, c'est-à-dire non matérielles. Le projet VC1 comporte une affaire dédiée à la constitution du dossier de fin de démarrage. L'organisation de cette affaire n'est pas actuellement formalisée, mais vos représentants ont informé les inspecteurs que sa note d'organisation serait disponible prochainement. Demande B.1 : Je vous demande de me transmettre, quand elles seront disponibles, la note décrivant le plan de management du projet VC1, la version mise à jour de l'instruction INS.EPR 354 ainsi que la note d'organisation de l'affaire « dossier de fin de démarrage ».
## B.2. Documentation Et Traçabilité De L'Instruction Des Modifications
L'article 2.5.6 de l'arrêté en référence [2] dispose que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. 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 ». Vos représentants ont confirmé aux inspecteurs que l'instruction des modifications de l'installation est considérée comme une AIP. Différents documents sont produits au cours de cette instruction. Les inspecteurs ont notamment consulté le document de conception de plusieurs modifications ainsi que le document qui présente les solutions techniques, les coûts, les délais, les éléments de contexte industriel et les risques associés à ces modifications. Vous n'estimez pas que la rédaction de ces documents constitue une activité importante pour la protection. De fait, dans le document de conception en référence [4] qu'ils ont examiné par sondage, les inspecteurs ont relevé plusieurs erreurs. Par exemple, le calendrier de préparation des modifications qui y est présenté n'est pas cohérent avec les contraintes d'intégration identifiées. Pourtant, ce document, rédigé par l'intervenant extérieur Edvance, est sous assurance qualité.
Demande B.2 : Je vous demande de m'indiquer quelles sont les exigences définies afférentes à l'AIP relative à l'instruction des modifications et quels documents et enregistrements permettent de répondre aux obligations de documentation et de traçabilité énoncées à l'article 2.5.6 de l'arrêté en référence [2]. Vous m'informerez également des modalités selon lesquelles le contrôle technique et les actions de vérification et d'évaluation, prévus respectivement par les articles 2.5.3 et 2.5.4 du même arrêté, ainsi que la surveillance des intervenants extérieurs sont mis en œuvre pour cette AIP.
## B.3. Prise En Compte De La Protection Des Intérêts Dans Le Pilotage De L'Intégration Des Modifications
Les modifications que vous prévoyez d'intégrer après la mise en service de l'installation sont regroupées en affaires. En examinant par sondage plusieurs de ces affaires, les inspecteurs ont constaté qu'elles peuvent réunir des modifications d'importance différente pour la protection des intérêts. Par exemple, des modifications nécessaires à la protection des intérêts et des modifications motivées par un accroissement de la disponibilité peuvent coexister au sein d'une même affaire. Or l'intégration des modifications est pilotée par affaire, sans prendre en compte l'importance des modifications qui les composent pour la protection des intérêts. Conscients des limites du mode de pilotage actuel si des arbitrages s'avéraient nécessaires, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'une démarche avait récemment été initiée pour évaluer le caractère indispensable de chaque modification sur la base de critères prédéfinis, parmi lesquels figurent la sûreté nucléaire et la sécurité du personnel. Demande B.3 : Je vous demande de m'informer du dispositif que vous mettrez en place pour prendre en compte l'importance des modifications pour la protection des intérêts dans le pilotage de leur intégration et pour vous assurer que les modifications qui sont nécessaires à la protection des intérêts ou qui la renforcent seront intégrées en priorité.
B.4. Assistance d'Edvance pour la surveillance des études de conception des modifications confiées à Framatome Les études de conception de certaines des modifications que les inspecteurs ont examinées par sondage seront confiées à Framatome. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que l'assistance d'Edvance sera sollicitée pour surveiller ces études. Or l'article 2.2.3 de l'arrêté en référence [2] 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 ». Étant donné que Framatome est actionnaire d'Edvance et que des personnels de Framatome sont mis à disposition d'Edvance, je m'interroge sur la manière dont vous vous assurez que les obligations d'indépendance et d'impartialité inscrites au I de l'article précité sont remplies. Demande B.4 : En application du II de l'article 2.2.3 de l'arrêté en référence [2], je vous demande de préciser les motivations qui vous conduisent à recourir à l'assistance d'Edvance pour surveiller les études de conception des modifications confiées à Framatome et la manière dont vous mettez en œuvre les obligations définies au I du même article, en particulier la manière dont vous vous assurez qu'Edvance dispose de l'indépendance et de l'impartialité nécessaires.
## C. Observations
C.1. Prise en compte de l'impact dosimétrique associé à la réalisation des modifications dans le pilotage de leur intégration La réalisation de certaines modifications, y compris de modifications qui n'ont pas pour objectif d'améliorer la protection des intérêts, pourrait avoir un impact dosimétrique fort sur les intervenants. Votre procédure de préparation des modifications prévoit d'analyser cet impact. Pour les modifications qu'ils ont examinées par sondage, les inspecteurs ont constaté que cette analyse était effectivement réalisée et que vos services cherchent à planifier la réalisation des modifications au moment où l'impact dosimétrique pour les intervenants est le plus faible. Je vous encourage à poursuivre cette démarche, en envisageant, le cas échéant, de séquencer la réalisation des modifications de sorte qu'une partie au moins des activités puisse être réalisée dans l'état de l'installation où leur impact dosimétrique est le plus faible et en veillant à la réactivité de votre organisation si des opportunités de déplacer la réalisation de certaines modifications à des moments plus favorables à la radioprotection des intervenants se présentaient.
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 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 des centrales nucléaires, Signé par : Rémy CATTEAU |
INSSN-CHA-2018-0250 | DIVISION DE CHÂLONS-EN-CHAMPAGNE
N/Réf. : CODEP-CHA-2018-046334 Châlons-en-Champagne, le 20 septembre 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-2018-0250 des 18 juillet, 7 & 8 août 2018 - Thème : Inspection de Chantiers Réf : [1] 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 inopinée a eu lieu les 18 juillet, 7 août et 9 août 2018 au Centre nucléaire de production d'électricité de Nogent-sur-Seine sur le thème « Inspection de chantiers ». A la suite des constatations faites par les inspecteurs à cette occasion, je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
Les inspections du 18 juillet, 7 août et 9 août 2018 avaient pour objectif de contrôler la bonne application des dispositions de sûreté et de radioprotection sur les différents chantiers de maintenance mis en œuvre lors de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n°2 ainsi que les dispositions prises pour la sécurité des intervenants. L'inspection du 18 juillet 2018 a notamment fait suite à l'incident de perte de la source électrique externe requise.
Le 9 aout 2018 la mise en œuvre d'un exercice inopiné de prise en charge d'un agent contaminé au portique de sortie de zone contrôlée, a permis de constater que le matériel mis à disposition du gardien de sas était suffisant et que ce dernier bénéficiait d'une connaissance adéquate des dispositions à prendre en cas de contamination corporelle.
## A. Demandes D'Actions Correctives Identification Et Gestion Des Dechets Et Effluents
L'article 6.2.II de l'arrêté en référence [1] prévoit que «*l'exploitant est tenu de caractériser les déchets produits dans son* installation, d'emballer ou de conditionner les déchets dangereux et ceux provenant de zones à production possible de déchets nucléaires, et d'apposer un étiquetage approprié sur les emballages ou les contenants. »
Le 7 août 2018, les inspecteurs ont constaté dans le bâtiment réacteur (BR) la présence d'un fût d'effluents issu de 2RPE132BA et datant, d'après les informations inscrites sur le couvercle, du 18 novembre 2015, ce qui semble être peu probable. Un second fût d'effluent non identifié a été découvert au niveau 6,6 m du BR.
Dans le bâtiment des auxiliaires de sauvegardes (BAS) un fût de déchet non identifié a été découvert dans le local LD307. Pour ces trois cas, je considère qu'aucun étiquetage approprié n'était apposé sur les fûts contenant ces effluents ou ces déchets. Demande A1. Je vous demande, conformément aux dispositions prévues par l'article 6.2 de l'arrêté en référence [1] d'apposer sur les contenants de déchets un étiquetage approprié.
## Levage
L'article R4323-47 du code du travail prévoit que « *les accessoires de levage sont choisis et utilisés en fonction des charges à* manutentionner ». L'article R4513-1 du code du travail prévoit que pendant l'exécution des travaux « le chef de l'entreprise utilisatrice s'assure auprès des chefs des entreprises extérieures que les mesures décidées sont exécutées. » Le 9 août 2018 en salle des machines avait lieu l'évacuation des containers ayant servi aux travaux sur l'alternateur. Lors de ces opérations de levage un container sur lequel était inscrit l'indication « CMU 9T »
faisait l'objet d'un levage notamment à l'aide de deux élingues de 2 Tonnes de charge maximale utile. Le choix de ces accessoires de levage n'a pas pu être justifié par le chargé de travaux présent sur le chantier ; nClesithi*93otamment l'examen d'adéquation de ce levage ne justifiait pas du choix des élingues et ne mentionnait pas la charge à lever. Demande A2. Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article R4513-1 du code du travail de vous assurer auprès des entreprises extérieures auxquels vous avez recours, de la mise en œuvre des dispositions réglementaires relatives au levage et notamment celles relevant de l'article R4323-47.
## Risque De Chute De Hauteur
L'article R4323-65 du code du travail prévoit que « *les dispositifs de protection collective sont conçus et installés de manière* à éviter leur interruption aux points d'accès aux postes de travail, notamment du fait de l'utilisation d'une échelle ou d'un escalier. » Dans le local NA1001 du réacteur n°2 les crinolines permettant de passer au-dessus des tuyauteries ne disposent pas d'équipement de protection collective, tel que des portillons, contre le risque de chute. Demande A3. Je vous demande, conformément aux dispositions de l'article R4323-65 du code du travail, de mettre en place des dispositifs de protection collective contre le risque de chute dans ce local.
## B.Demandes De Compléments D'Information Disponibilite Des Procedures D'Intervention
L'article 2.5.2.II de l'arrêté en référence [1] prévoit que « les activités importantes pour la protection sont réalisées selon des modalités et avec des moyens permettant de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori » Sur le chantier d'échange standard de la pompe 2EAS051PO, la documentation relative à la mise en œuvre des opérations de maintenance n'étaient pas disponibles. Notamment les gammes, procédures et procèsverbaux de maintenance n'étaient pas présents sur le chantier. Demande B1. Dans ces conditions, vous m'informerez des dispositions prises par les intervenants ou par le chargé de surveillance pour s'assurer du respect des exigences définies au cours de cette intervention de maintenance.
## C.Observations
C1. Le 7 août 2018, les inspecteurs ont constaté que le repli du chantier de fermeture du trou d'homme du pressuriseur, n'était pas conforme aux attendus du CNPE en la matière. C2. Le 7 août 2018, les inspecteurs ont constaté l'absence de réévaluation des régimes de travail radiologiques (RTR)
n°11499629 et 11500929 sur 2RCP243VP et 2RCP253VP. Le débit de dose maximale relevé par les équipes était de 0,8 mSv/h alors que les RTR relevaient d'une zone orange.
C3. Dans le local NB0804, une coque de déchets est présente pour l'entreposage temporaire de déchet ayant un débit de dose
> 2 mSv/h. Or, la protection biologique de cette coque s'arrête à environ 1,40 m du sol ; 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-CAE-2018-0106 |
DIVISION DE CAEN
A Caen, le 3 août 2018 N/Réf. : CODEP-CAE-2018-040017 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 ORANO Cycle de La Hague Inspection n° INSSN-CAE-2018-0106 du 12 juin 2018 Gestion des rejets et surveillance de l'environnement Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision n° 2015-DC-0535 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 22 décembre 2015 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvement, de consommation d'eau et de rejet dans l'environnement des effluents liquides et gazeux des installations nucléaires de base nos 33 (UP2-400), 38 (STE2 et AT1),
47 (ELAN IIB), 80 (HAO), 116 (UP3-A), 117 (UP2-800) et 118 (station de traitement des effluents STE3) exploitées par AREVA NC sur le site de La Hague (département de la Manche)
[3] Décision n° 2015-DC-0536 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 22 décembre 2015 fixant les valeurs limites de rejet dans l'environnement des effluents liquides et gazeux des installations nucléaires de base nos 33 (UP2-400), 38
(STE2 et AT1), 47 (ELAN II B), 80 (HAO), 116 (UP3-A), 117 (UP2-800) et 118
(station de traitement des effluents STE3) exploitées par AREVA NC sur le site de La Hague (département de la Manche)
[4] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[5] Décision n° 2013-DC-0360 du 16 juillet 2013 modifiée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base 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 12 juin 2018 à l'établissement ORANO Cycle de La Hague sur le thème de la gestion des rejets et surveillance de l'environnement. 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 12 juin 2018 a concerné l'organisation relative à la gestion des rejets d'effluents liquides en mer et celle relative à la surveillance de l'environnement au niveau de la station réglementaire de surveillance de Digulleville. Les inspecteurs ont contrôlé le respect de prescriptions relatives aux modalités et aux limites de rejet et figurant dans les décisions de l'ASN en références [2] et [3] ainsi que celui de prescriptions générales relatives à la gestion des rejets et à la surveillance de l'environnement de l'arrêté en référence [4] et de la décision de l'ASN en référence [5]. Les inspecteurs ont en particulier contrôlé l'organisation visant à caractériser les effluents avant leur rejet en mer et celle visant à garantir leur bonne dilution. Les inspecteurs ont également contrôlé l'identification des éléments importants (EIP) et des activités importantes pour la protection des intérêts (AIP) relatifs à la gestion des effluents, à l'entreposage de produits chimiques et à la surveillance de l'environnement. Enfin, les inspecteurs ont inspecté le parc à fuel de l'établissement et la station de surveillance de l'environnement située sur le territoire de l'ancienne commune de Digulleville. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour la gestion des rejets des effluents et celle relative à la surveillance de l'environnement apparaissent globalement satisfaisantes. Toutefois, l'exploitant devra renforcer l'organisation visant à garantir le bon état des canalisations et des cuves associées à la gestion des effluents afin de permettre d'identifier les éventuels travaux de maintenance préventive à réaliser et prendre en compte les demandes d'action corrective et de compléments d'information suivantes.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Contrôle Des Cuves D'Entreposage Et Des Canalisations De Transfert Des Effluents
Au cours de l'inspection, vous avez indiqué aux inspecteurs que les cuves d'entreposage des effluents, les canalisations de transfert de ceux-ci et la conduite au moyen de laquelle ils sont rejetés en mer avaient été identifiées comme étant des éléments importants pour la protection des intérêts (EIP). L'article 4.3.4 de la décision en référence [5] dispose 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 ou tuyauteries, des rétentions, des réservoirs et capacités ; […] »
Vous avez indiqué aux inspecteurs que les canalisations de transfert d'effluents ainsi que la partie terrestre de la conduite de rejet en mer1 étaient constituées d'une double enveloppe et que les éventuels effluents collectés par cette double enveloppe s'écoulaient gravitairement vers un puisard équipé d'un détecteur de fuite. Vous avez précisé que vous testez périodiquement le fonctionnement de ce détecteur. Les inspecteurs ont noté que cette disposition permet de contrôler l'étanchéité des canalisations concernées mais pas leur bon état et qu'en conséquence les éventuelles actions de maintenance préventive à réaliser n'étaient pas identifiées. Je vous demande de mettre en place une organisation permettant de garantir le bon état des canalisations et tuyauteries associées au transfert et au rejet en mer des effluents. Vous m'indiquerez la nature des actions de contrôle et de maintenance retenues en précisant leur fréquence.
## A.2 Caractère Opérationnel Des Exigences Définies Associées Aux Eip
L'article 2.4.1 de l'arrêté en référence [4] prévoit que :
« I. ― L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences2 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. […] » Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont consulté la liste des exigences définies relatives aux EIP associés à la gestion des effluents et ont noté qu'elles étaient regroupées en grandes familles d'exigences génériques mais qu'elles n'avaient pas été traduites en exigences opérationnelles. Il n'était donc pas possible de garantir le respect des prescriptions de l'article 2.4.1 susmentionné. Je vous demande de préciser les exigences définies associées aux EIP de manière opérationnelle.
## B Compléments D'Information B.1 Surveillance De Lots D'Eip Au Moyen D'Eip Témoins
Vous avez indiqué aux inspecteurs avoir regroupé les EIP en catégories et avoir défini pour chacune d'elles des EIP dit « témoins » dont vous considérez que l'état et/ou l'évolution sont représentatifs de l'ensemble des EIP de la catégorie à laquelle ils sont associés. Afin d'apprécier, au moyen d'un exemple, la robustesse de cette stratégie, les inspecteurs ont sélectionné dans la liste des EIP de l'atelier STE3, la cuve 6408-10 et ont souhaité connaître l'EIP témoin associé à celle-ci. Les inspecteurs ont également souhaité connaître la nature des contrôles et essais périodiques réalisés sur cet EIP témoin. Vous n'avez pas été en mesure de répondre au cours de l'inspection. Je vous demande de m'indiquer l'EIP témoin associé à la cuve 6408-10 de l'atelier STE3 ainsi que les contrôles réalisés permettant de s'assurer du respect de l'article 4.3.4 de la décision en référence [5].
Je vous demande également de justifier que l'état de cet EIP témoin est représentatif de celui de la cuve 6408-10, notamment au vu de sa conception, de son historique d'utilisation, des effluents qu'elle contient et de son environnement. Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont également souhaité savoir si, pour une catégorie d'EIP donnée, les contrôles réalisés portaient uniquement sur l'EIP témoin ou si des contrôles portaient également sur d'autres EIP de cette catégorie afin, notamment, de permettre la détection d'éventuels problèmes de représentativité de l'EIP témoin sélectionné. Je vous demande de m'indiquer si, pour une catégorie d'EIP donnée, les contrôles réalisés portent uniquement sur l'EIP témoin ou si des contrôles sont réalisés sur d'autres EIP. Le cas échéant vous me préciserez lesquels.
## B.2 Contrôle Et Maintenance De La Partie Sous-Marine De La Conduite De Rejet
Au cours de l'inspection, vous avez indiqué aux inspecteurs que le contrôle de l'état et la maintenance de la partie sous-marine de la conduite de rejet était réalisé par des plongeurs. Vous avez précisé que les actions réalisées par ces plongeurs étaient importantes pour la protection des intérêts et qu'ils étaient des intervenants extérieurs3 au titre de l'arrêté en référence [4].
L'article 2.2.2 de l'arrêté en référence [4] prévoit que :
« I. ― L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer :
- qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application de l'article 2.3.2 ;
- que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ; - qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1.
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. » Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont souhaité contrôler le plan de surveillance des actions réalisées par les plongeurs. Vous n'avez pas été en mesure de le présenter lors de l'inspection. Je vous demande de me transmettre le plan de surveillance formalisé des plongeurs ainsi que les comptes rendus associés aux actions de surveillance réalisées lors de leur dernière intervention.
## B.3 Indentification Des Déshuileurs En Tant Qu'Eip
L'article L. 593-1 du code de l'environnement mentionne, parmi les intérêts protégés, la protection de la nature et de l'environnement. Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont souhaité savoir si les déshuileurs de l'établissement avaient été identifiés comme étant des EIP. Vous leurs avez répondu par la négative. Je vous demande de justifier le fait que les déshuileurs ne constituent pas des EIP sachant qu'en leur absence, l'environnement ne serait pas protégé en cas de fuites d'huiles ou d'hydrocarbures.
## B.4 Retour D'Expérience Associé Aux Résultats D'Analyses Anormaux De L'Activité En Tritium De L'Air.
En avril 2018, les analyses réalisées sur l'échantillon prélevé au moyen d'un des barboteurs de tritium utilisé dans le cadre de la surveillance de l'environnement du site ont révélé une activité inhabituellement élevée. Vous avez présenté aux inspecteurs les investigations réalisées à la suite de ces analyses. Celles-ci ont permis d'écarter la survenue d'un rejet anormal et vous ont conduit à privilégier l'hypothèse d'une erreur de manipulation au laboratoire. Vous avez indiqué aux inspecteurs avoir élaboré une note pour la prise en compte de ce retour d'expérience. Cette note était en cours de validation le jour de l'inspection. Je vous demande de me transmettre la note précisant les mesures préventives pour prendre en compte le retour d'expérience de cet évènement intéressant l'environnement.
## C Observations
Néant.
�
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans les délais spécifiquement mentionnés dans le présent courrier et par défaut, 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-DEP-2018-0286 | DIRECTION DES ÉQUIPEMENTS
SOUS PRESSION NUCLÉAIRES
Dijon, le 29 juin 2018 Réf : CODEP-DEP-2018-028747 Monsieur le Président de Framatome Tour AREVA
1 place Jean Millier 92084 PARIS LA DEFENSE cedex Objet : Contrôle de la fabrication des équipements sous pression nucléaires (ESPN)
Usine Fives-Nordon à Nancy INSSN-DEP-2018-0286 du 12 juin 2018 Thème : conformité des coupons témoins des soudures des tuyauteries des circuits secondaires principaux du réacteur EPR de Flamanville.
Monsieur le Président, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle de la fabrication des ESPN prévu à l'article L. 592-22 du code de l'environnement, une inspection courante de vos services a eu lieu le 12 juin 2018 dans l'établissement Fives-Nordon à Nancy.
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 Framatome du 12 juin 2018 concernait les activités de l'usine Fives-Nordon, à Nancy, relatives aux coupons témoins des soudures des tuyauteries des circuits secondaires principaux du réacteur EPR de Flamanville, et notamment le laboratoire qui réalise les essais mécaniques de ces coupons témoins. Cette inspection a été menée de manière réactive, afin d'obtenir des éléments d'appréciation dans le cadre de l'instruction que l'ASN mène actuellement au sujet de écarts apparus sur ces équipements :
- des exigences renforcées n'ont pas été transmises aux sous-traitants chargés de la fabrication des soudures des lignes principales d'évacuation de la vapeur1 (VVP), faisant l'objet de la démarche d'exclusion de rupture ;
- à l'occasion de la visite complète initiale du réacteur, des défauts ont été détectés dans certaines soudures des circuits secondaires principaux (VVP, ARE et VDA). Ces défauts n'avaient pas été identifiés par les contrôles de fin de fabrication.
En particulier, les inspecteurs ont examiné l'organisation du laboratoire d'essais mécaniques, au regard de la norme EN ISO/CEI 17025, relative aux exigences générales concernant la compétence des laboratoires d'étalonnage et d'essais, et au regard des nouvelles prescriptions établies par Framatome, à la suite d'écarts et de mauvaises pratiques qui ont été mises en évidence depuis fin 2015 dans plusieurs laboratoires d'essais. Les inspecteurs ont examiné la documentation liée à la préparation des éprouvettes d'un coupon témoin de soudures des lignes VVP en exclusion de rupture, la mise en œuvre d'essais mécaniques sur ce coupon témoin, ainsi que la surveillance réalisée par Framatome sur les coupons témoins des soudures des tuyauteries des circuits secondaires principaux du réacteur EPR de Flamanville. Enfin les inspecteurs ont examiné certains dossiers de fabrication relatifs aux huit soudures de traversées d'enceinte par les lignes VVP, en exclusion de rupture.
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre par Framatome pour les opérations de dépouillement des coupons témoins des soudures des lignes principales d'évacuation de la vapeur apparaît insuffisante. Les inspecteurs ont notamment relevé que les exigences de la démarche d'exclusion de rupture, contractualisée en avril et août 2017, n'apparaissent toujours pas notifiées dans la documentation du fournisseur Fives-Nordon et que la surveillance mis en œuvre par Framatome n'a pas été en mesure de détecter cet écart. Enfin, la représentativité de certains assemblages témoins vis-à-vis des soudures de production reste à démontrer. Cette inspection fait l'objet de trois demandes d'actions correctives, quatre demandes d'information complémentaire et deux observations.
## A. Demandes D'Actions Correctives Prise En Compte Du Retour D'Expérience Des Écarts Lors D'Essais Mécaniques
À la suite d'écarts et de mauvaises pratiques qui ont été mis en évidence depuis fin 2015 dans plusieurs laboratoires d'essais, Framatome a fait part à l'ASN, dans un courrier du 22 décembre 2016, d'un projet de modification des prescriptions opérationnelles applicables aux laboratoires auxquels le fabricant ou ses fournisseurs de tous rangs ont recours, pour réaliser des essais mécaniques sur des équipements de niveau N1 et N2.
Ce courrier précise que ces nouvelles prescriptions devaient être communiquées aux fournisseurs et laboratoires concernés au premier trimestre 2017.
Ces prescriptions portent sur :
- l'exigence d'accréditation selon la norme EN ISO/CEI 17025 ou, pour les laboratoires qui ne sont pas accrédités selon cette norme, une certification selon la norme ISO 9001, complétée par un audit réalisé par une tierce partie, au regard des exigences du paragraphe 5 de la norme EN ISO/CEI 17025, en ce qui concerne les essais de traction et de flexion par choc, l'audit devant donné lieu à un plan d'actions le cas échéant ;
- l'édition et l'analyse systématique des courbes d'essais de traction, à annexer au procès-verbal de l'essai ;
- la signature des résultats d'essai par une personne compétente différente et assurant le respect des procédures d'essai ;
- la méthode et la vitesse d'essai de traction mises en œuvre à faire figurer dans le PV d'essai.
Framatome a repris ces prescriptions dans une note d'ingénierie, adressée à chaque projet du groupe. Lors de l'inspection, Framatome n'a pas été en mesure de prouver que ces prescriptions ont été transmises à son fournisseur d'essais mécaniques Fives-Nordon, dans le cadre du projet EPR de Flamanville. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que certaines de ces prescriptions ne sont pas mises en œuvre par le laboratoire Fives-Nordon :
- les courbes d'essai de traction ne sont pas annexées au PV d'essai ; - le matériel informatique utilisé pour l'acquisition, le traitement et le stockage des données d'essai de traction ne permet pas d'assurer la préservation de l'intégrité de ces données, telle qu'exigée au paragraphe 5.4.7.2 de la norme EN ISO/CEI 17025.
Demande A1 : je vous demande :
- **d'appliquer les prescriptions définies par vos services d'ingénierie à Fives-Nordon**
en tant que fournisseur d'essais mécaniques pour le projet EPR de Flamanville ;
- d'établir un bilan de la transmission de ces prescriptions aux laboratoires concernés pour les projets en cours pour le parc électronucléaire français ;
- de me faire part, le cas échéant, d'un plan d'actions correctives avec un échéancier, relatif à l'application de ces prescriptions au sein de l'ensemble des laboratoires concernés.
## Conformité Des Résultats Des Essais Mécaniques Des Coupons Témoins 18-0058 Et 17-0234
Les inspecteurs ont examiné la conformité des résultats d'essais de traction et flexion par choc des coupons témoins 18-0058 et 17-0234, représentatifs de soudures en exclusion de rupture, au regard des exigences :
- de la norme 15614-1 version de mai 2012 ;
- du code RCC-M édition 2007 ;
- du document Framatome référencé NAR 198, en révision 0 et 1, prescrivant au soustraitant les exigences renforcées d'exclusion de rupture applicables aux lignes VVP.
Les inspecteurs ont constaté que les résultats d'essais mécaniques (caractéristiques d'allongement, limite d'élasticité, limite à la rupture et résilience) figurant sur les procès-verbaux des deux coupons témoins ne sont pas conformes aux critères spécifiés dans le document NAR 198 rev 1 du 28 août 2017, ce référentiel n'ayant pas été pris en compte. Demande A2 : je vous demande d'analyser les causes de la non prise en compte des exigences de la NAR rev 1 pour l'évaluation des résultats des essais mécaniques des coupons témoins 180058 et 17-0234. Vous m'informerez des actions correctives définies.
## Examen Du Rapport De Surveillance Des Essais Mécaniques Du Coupon Témoin 17-0234
Les inspecteurs ont examiné le rapport de surveillance de Framatome, relatif aux essais mécaniques du coupon témoin 17-0234.
Les inspecteurs ont constaté que ce rapport conclut sur la conformité des résultats alors que le procèsverbal du laboratoire ne contient pas de résultats d'essais de flexion par choc à -20°C et ne tient pas compte des exigences de la NAR 198 rev 1 (cf. demande A2). Demande A3 : je vous demande d'analyser les causes de la non-détection de l'absence d'essais de résilience à -20°C lors de la surveillance effectuée sur les essais mécaniques du coupon 170234 par votre organisme d'inspection, et les causes de la non-détection de l'absence de prise en compte des exigences de la NAR rev 1 relatives aux résultats d'essais mécaniques. Vous m'informerez des actions correctives définies.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Qualification De Mode Opératoire Associée Au Coupon Témoin 18-0058
Les inspecteurs ont constaté que la qualification de mode opératoire de soudage relative au coupon témoin 18-0058, comporte des résultats différents entre la révision 2 et la révision 3 du rapport de qualification, en ce qui concerne l'emplacement de la rupture d'une des éprouvettes de traction. Demande B1 : je vous demande de justifier la différence d'emplacement de la rupture de cette éprouvette de traction, entre la révision 2 et la révision 3 de la qualification de mode opératoire de soudage relative au coupon témoin 18-0058.
## Traitement Thermique De Détentionnement Sur Le Coupon Témoin 18-0058
Les inspecteurs ont examiné la conformité des traitements thermiques de détentionnement réalisés sur le coupon témoin référencé 18-0058 et ses soudures de production associées, au regard de l'exigence du paragraphe S7543 du code RCC-M. Les inspecteurs ont constaté des différences de temps de maintien du traitement thermique entre un coupon témoin et les soudures de production associées.
Demande B2 : je vous demande de démontrer le respect de l'exigence relative au temps de maintien du traitement thermique de détentionnement définie au paragraphe S7543 du code RCC-M pour le coupon témoin 18-0058 et les soudures de production associées. Je vous demande de me communiquer la liste exhaustive des coupons témoins représentatifs des soudures, qu'elles soient concernées ou non par les hypothèses d'exclusion de rupture, en précisant pour chaque coupon témoin et chaque soudure :
- **les vitesses de montée en température ;** - **la température maximale ;** - **le temps de maintien cumulé (associé aux potentielles réparations effectuées) ;** - les conditions de refroidissement.
Vous statuerez, pour chacun des coupons témoins, sur le respect des exigences définies dans le paragraphe S7543 du code RCCM.
Le cas échéant, pour chaque écart identifié, je vous demande de me transmettre la référence de la fiche de non-conformité associée ainsi que les actions correctives définies.
## Rapport De Fin De Fabrication Du Coupon Témoin 13-0010
Les inspecteurs ont examiné le rapport de fin de fabrication du coupon témoin 13-0010 et ont constaté qu'il ne contenait pas le procès-verbal relatif aux essais de résilience à -20°C. Demande B3 : je vous demande de justifier l'absence du procès-verbal des essais de flexion par choc à -20°C du rapport de fin de fabrication du coupon témoin de soudage 13-0010. Vous m'informerez des actions correctives définies, le cas échéant.
## Etat Des Lieux Des Coupons Témoins Représentatifs Des Soudures En Exclusion De Rupture
Demande B4 : je vous demande d'établir un état des lieux des coupons témoins représentatifs des soudures en exclusion de rupture réalisés depuis le 3 avril 2017 (date d'émission de la NAR rev 0).
Vous préciserez pour chacun d'eux :
- **la date de réalisation des essais mécaniques ;**
- **les requis figurant sur le procès-verbal d'essais mécaniques ;** - **les essais mécaniques réalisés ;** - **la conformité de ces essais vis-à-vis des critères initialement spécifiés ;** - **la conformité de ces requis aux exigences s'y appliquant (NAR rev 0, NAR rev 1) ;** - **la présence des résultats dans les rapports de fin de fabrication.**
-
Le cas échéant, pour chaque écart identifié, je vous demande de me transmettre la référence de la fiche de non-conformité associée ainsi que les actions correctives définies.
Je vous demande de transmettre ces éléments de réponse préalablement au démarrage des opérations de réparation des soudures des lignes VVP en exclusion de rupture.
## C. Observations Qualification Et Responsabilités Du Personnel Du Laboratoire
Les inspecteurs ont consulté la matrice de compétences du personnel du laboratoire Fives-Nordon. Cette matrice définit, pour chaque geste pouvant être réalisé au sein du laboratoire, le niveau de compétence et d'autonomie.
Observation C1 : la matrice de compétences du personnel du laboratoire de l'usine FivesNordon ne présente pas explicitement l'attribution des responsabilités, telle que définie au paragraphe 5.2.4 de la norme NF EN ISO/CEI 17025.
## Essais Mécaniques
Les inspecteurs ont assisté à la réalisation d'essais mécaniques sur des éprouvettes du coupon témoin 18-0058 :
- essai de traction à température ambiante sur une éprouvette longitudinale dans le métal déposé ;
- essais de flexion par choc à -20°C sur des éprouvettes prélevées dans l'axe de la soudure en peau et en racine du cordon ;
- essais de pliage.
Pour l'essai de traction, les résultats sont enregistrés par le logiciel d'essai, notés manuellement par l'opérateur et retranscrits dans le rapport d'essai. Pour l'essai de flexion par choc, l'opérateur transcrit manuellement les résultats sur une feuille de relevés à partir des valeurs affichées par la machine, puis les résultats sont retranscrits dans le rapport d'essai.
Observation C2 : dans le contexte des écarts et irrégularités détectés ces dernières années au sein de laboratoires d'essais, je considère que la pratique de retranscription des résultats est à éviter dans la mesure du possible. 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 président, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au directeur de la DEP
Signé par François COLONNA |
INSNP-MRS-2018-0544 | DIVISION DE MARSEILLE
Marseille, le 11 juillet 2018
# Codep-Mrs-2018- 034521 Monsieur Le Directeur Du Cea Cadarache 13108 Saint Paul Lez Durance
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection no INSSN-MRS-2018-0544 du 3 juillet 2018 à Cadarache (INB 25 - RAPSODIE)
Thème « inspection générale »
Réf. : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [2] Inspection INSSN-MRS-2017-033900 du 2 aout 2017 [3] Courrier de réponse à l'inspection [2] CEA/DEN/CAD/DIR/CSN DO 601 du 20 octobre 2017
[4] Événement significatif déclaré le 26 janvier 2018 : exploitation de deux sorbonnes du laboratoire de radiochimie implanté dans l'INB 25-RAPSODIE, dans des conditions non conformes à une spécification définie dans les règles générales d'exploitation [5] Courrier CEA/DEN/CAD/DIR/CSN DO 157 du 23 mars 2018 (compte rendu de l'évènement significatif [4] déclaré le 26 janvier 2018) [6] Courrier CEA/DEN/CAD/DIR/CSN DO 101 du 21 février 2018 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 a eu lieu le 3 juillet 2018 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 3 juillet 2018 portait sur le thème « inspection générale ». Cette inspection a été réalisée de manière inopinée.
Les inspecteurs ont examiné les conditions d'exploitation de l'installation ainsi que le suivi des engagements. Pour vérifier les conditions d'exploitation, l'équipe d'inspection s'est rendue dans les bâtiments 213, 213 extension, ainsi que dans le bâtiment 214 dans lequel des opérations de préassainissement sont en cours. Ils se sont également rendus dans le laboratoire de maîtrise de la contamination de la chimie des caloporteurs et du tritium (LMCT) afin de vérifier les sorbonnes et d'examiner l'agrandissement du laboratoire de radiochimie qui fait l'objet de la demande d'autorisation [6].
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que la qualité de l'exploitation est globalement satisfaisante et que la propreté de l'installation s'améliore. Le suivi des engagements doit être amélioré concernant le respect des délais, la traçabilité ainsi que la réalisation effective des engagements. Enfin, il est demandé à l'exploitant d'apporter une attention particulière à la réalisation des formations et des recyclages de ses agents.
## A. Demandes D'Actions Correctives Formations
Dans le courrier [3] du 20 octobre 2017, en réponse à la demande B6 de l'inspection [2], l'exploitant indiquait que certains employés n'avaient pas suivi le recyclage de la formation culture de sûreté prévu.
L'exploitant s'était alors engagé à assurer ce recyclage avant fin 2017. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que ce recyclage n'avait toujours pas été réalisé. Par ailleurs, un agent n'était toujours pas à jour de sa formation règlementaire radioprotection. Il a été confirmé que cet agent n'allait plus en zone réglementée. A1. Je vous demande de respecter le plan de formation nécessaire au maintien de la qualification de vos agents conformément à l'article 2.5.5 de l'arrêté [1]. Le cas échéant, vous m'indiquerez les dispositions que vous prendrez pour les agents qui ne sont pas à jour de leurs formations.
## B. Compléments D'Information Déchets
Dans le courrier [3] du 20 octobre 2017, en réponse à la demande A2 de l'inspection [2], l'exploitant s'était engagé à réaliser une vérification exhaustive de l'étiquetage des colis entreposés sur l'installation avant fin 2017, ainsi qu'une action de sensibilisation sur les informations à porter sur les fûts (état d'avancement du fût, contenu, etc.). Lors de cette inspection, l'exploitant a confirmé que ces engagements avaient été tenus.
Néanmoins, aucun document n'atteste de leur bonne réalisation. Par ailleurs, les inspecteurs notent que dans les fiches de contrôle de second niveau des déchets réalisés depuis, dont l'objectif est de vérifier, entre autres, l'adéquation entre ce qui est affiché sur le fût (fiche de suivi) et ce qui est effectivement présent à l'intérieur, des anomalies apparaissent encore. Ainsi, à titre d'exemple la fiche de suivi du fût C142296 ne faisait pas état de gants en plastique pourtant présents dans ce fût. B 1. Au regard des anomalies à nouveau constatées par l'exploitant lors des contrôles de second niveau des déchets, je vous demande de prendre les mesures permettant de vous assurer que les fiches de suivi des fûts sont correctement renseignés. Vous m'indiquerez les actions mises en place pour vous en assurer que vous tracerez.
## Local Sous Scellés
Dans le courrier [3] du 20 octobre 2017, en réponse aux demandes B4 et B5 de l'inspection [2], l'exploitant s'était engagé à réaliser le récolement des données documentaires des éléments disposés dans le local sous scellés, et des éléments réellement présents dans ce local ainsi que le nettoyage de ce dernier pour le deuxième trimestre de l'année 2018. Les inspecteurs notent que le récolement a bien été réalisé de manière exhaustive mais que le nettoyage complet n'a pas encore eu lieu. Par ailleurs, la caractérisation des éléments présents doit encore être réalisée. B 2. Je vous demande de m'indiquer le nouveau planning de caractérisation des éléments présents dans le local, leurs exutoires et leurs dates d'évacuation. Vous préciserez également la date du nettoyage complet de ce local.
Les inspecteurs notent une amélioration dans l'entreposage des déchets au sein de l'installation RAPSODIE avec, par exemple, dans le local 15 du bâtiment 213 une séparation physique entre les fûts en cours de remplissage, en attente de mesure, en attente de reprise et ceux caractérisés. Néanmoins, l'exploitant n'a pas été en mesure de préciser depuis combien de temps les fûts en attente de mesure étaient présents dans ce local.
B 3. **Je vous demande de me transmettre le planning de traitement des fûts en attente de mesures**
ainsi que de leur évacuation. Vous justifierez la maîtrise des délais d'entreposage définis dans votre étude déchet pour les fûts en attente de mesure.
## Lmct : Laboratoire De Maîtrise De La Contamination De La Chimie Des Caloporteurs Et Du Tritium
Dans le courrier [5] du 23 mars 2018, en réponse à l'évènement significatif [4], l'exploitant s'est engagé avant la fin du deuxième trimestre 2018 à rédiger une consigne d'utilisation des sorbonnes, à déconsigner les sorbonnes 1 et 6 à la suite de la diffusion de ladite consigne et à mettre en place sur toutes les sorbonnes un affichage de la date de fin de validité du dernier contrôle périodique. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont noté que les deux sorbonnes n'étaient pas déconsignées par choix de l'exploitant, bien que les contrôles et essais périodiques (CEP) aient été réalisés et se soient avérés conformes. Ils ont également noté que les consignes d'utilisation des sorbonnes avaient été affichées sur chaque sorbonne. Les dates de fin de validité des derniers CEP ne sont cependant toujours pas affichées.
## B 4. Je Vous Demande De M'Indiquer Le Planning D'Affichage Sur Les Sorbonnes Des Derniers Cep Et Leurs Dates De Fin De Validité Conformément À Vos Engagements.
Les inspecteurs ont pris note que pour respecter le domaine de fonctionnement défini dans les règles générales d'exploitation (RGE) (vitesse de l'air supérieure à 0,5 m/s), l'ouverture de la vitre avant des sorbonnes doit être limitée à 25 cm. Lors de leur visite, les inspecteurs ont noté que des seuils limites avaient été matérialisés sur les sorbonnes pour éviter de dépasser l'ouverture maximale admissible. Néanmoins, les inspecteurs ont remarqué qu'un agent en cours de manipulation ne respectait pas cette restriction.
B 5. **Je vous demande de prendre des dispositions permettant d'assurer le respect du domaine**
de fonctionnement, notamment en terme de ventilation, de vos sorbonnes présents dans vos RGE y compris pour les agents en cours de manipulation. Vous confirmerez que les dispositions de limitation d'ouverture des faces avant de sorbonnes sont compatibles avec les manipulations prévues.
Les inspecteurs ont noté que de nombreux déchets étaient présents dans la sorbonne 8. Par ailleurs, ils ont noté que dans les sorbonnes consignées, des contenants étaient présents, notamment un flacon comportant la mention « tritium de CABRI ».
B 6. **Je vous demande de justifier la quantité de déchets présents dans la sorbonne 8 et la date**
prévue de leur évacuation. Vous préciserez les règles de gestion des déchets à l'intérieur de ces équipements ainsi que les règles d'entreposage de substances.
## 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 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.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de L'Autorité de sûreté nucléaire, Signé Pierre JUAN |
INSSN-LYO-2018-0397 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 29 juin 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-032702 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 63 et 98 Inspection no INSSN-LYO-2018-0397 du 11 juin 2018 Thème : « 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) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence, une inspection a eu lieu le 11 juin 2018 au sein de l'établissement FRAMATOME de Romans-sur-Isère (INB no 63 et 98) sur le thème « surveillance des intervenants extérieurs». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 11 juin 2018 réalisée au sein de l'établissement FRAMATOME de Romans-sur-Isère
(INB no 63 et 98) portait sur la gestion des activités sous-traitées et la prise en compte des exigences de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB de base en matière de surveillance des prestataires. Les inspecteurs ont ainsi vérifié l'organisation mise en place par FRAMATOME afin d'assurer la surveillance des intervenants extérieurs réalisant des opérations sur le périmètre des INB
no 63 et 98. Les inspecteurs se sont également intéressés au processus de formation et d'habilitation des chargés de surveillance. Les inspecteurs ont relevé positivement le travail réalisé par FRAMATOME depuis la précédente inspection sur ce thème. En particulier, l'outil informatique « Outil PdP » déployé courant 2017 permet de recenser l'ensemble des activités sous-traitées et la surveillance effectuée sur ces prestations. Par ailleurs, des ressources supplémentaires ont été affectées au sein de l'équipe qualité afin de mener à son terme le déploiement de la démarche mise en place. A contrario, les inspecteurs ont pu constater qu'aucune action de surveillance n'avait été réalisée sur les travaux de création d'un entreposage adjacent au laboratoire L1. De plus, les inspecteurs ont observé que certains chargés de surveillance ont été nommés sans aucune formation préalable.
A. DEMANDES D'ACTIONS CORRECTIVES
## Surveillance « A Priori »
L'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base stipule que la surveillance des intervenants extérieurs doit permettre de s'assurer que les opérations réalisées respectent les exigences définies ainsi que la politique en matière de la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement. En application de la procédure générale référencée SMI0060 « Maîtrise des domaines 3SRE et surveillance des prestataires » en vigueur sur le site de Framatome, une activité sous-traitée doit faire l'objet d'une évaluation préalable des risques couvrant les aspects relatifs à la sûreté nucléaire, la santé et la radioprotection des personnes, la radioprotection, la gestion des déchets et l'environnement (3SRE) et être tracée sur la grille de dangerosité selon les niveaux 1 (haut), 2 (moyen) et 3 (faible) du formulaire référencé FOR065. Le niveau de dangerosité est évalué principalement selon la nature des activités qui sont opérées. La grille comprend également un critère permettant d'identifier un possible impact de la prestation sur la sûreté nucléaire (prestation alors dite de classe 1). Les inspecteurs ont vérifié par échantillonnage, dans l'outil informatique de gestion des prestations du site (appelé « Outil PdP »), des grilles d'évaluations préalables des risques. Ils ont ainsi pu constater que la prestation référencée PdP 2018-0538 ayant trait à la création d'un entreposage adjacent au laboratoire L1 n'avait pas été identifiée en classe 1 alors que ces travaux impactent un élément important pour la sûreté (dernière barrière de confinement du laboratoire). À l'échelle du processus, les inspecteurs ont ainsi pu constater qu'il n'y avait pas de point de blocage ou de vérification pour ce qui concerne la surveillance « a priori » des prestataires.
En outre, aucune surveillance de la prestation précédemment citée n'a pu être présentée aux inspecteurs. Demande A1 : Je vous demande de mettre en place une organisation permettant de garantir la réalisation d'une surveillance a priori pour toutes les prestations concernées par la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement. Demande A2 : La prestation référencée PdP 2018-0538 et ayant trait à la création d'un entreposage adjacent au laboratoire L1 est encore en cours de réalisation. En application de l'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012, vous me transmettrez la surveillance mise en place sur cette prestation.
## Sensibilisation Des Acteurs
Les inspecteurs ont pu constater que l'exploitant avait affecté une ressource supplémentaire en 2017 au sein de l'équipe qualité, ayant en charge principalement le processus de surveillance des entreprises extérieures. Le chantier d'amélioration lancé en 2016 sur la thématique s'est donc largement poursuivi en 2017 avec la mise en place de l'outil de gestion informatique « outil PdP » ainsi que la réalisation de formations à cet outil. Toutefois, l'absence de surveillance sur le projet de création d'un entreposage adjacent au laboratoire L1 est révélateur d'un manque de sensibilisation des différents acteurs concernés : donneurs d'ordres, équipes projets ou responsables d'installations notamment… Demande A3 : Je vous demande de vous assurer que l'ensemble des acteurs concernés par la surveillance des prestataires a connaissance des procédures en vigueur dans ce domaine sur le site et des exigences associées.
## Formation Des Chargés De Surveillance
L'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base stipule que la surveillance des intervenants extérieurs « est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. » Conformément à la procédure générale SMI0060 précédemment citée, Framatome Romans a nommé des « chargés de surveillance » afin d'assurer la surveillance des activités sous-traitées.
Un chargé de surveillance est nommé sur la base de ses compétences techniques et des qualifications acquises dans le cadre d'un parcours de professionnalisation spécifique. La procédure précitée définit les bases de la professionnalisation des chargés de surveillance : ce dispositif de professionnalisation repose d'une part sur des actions de sensibilisation à la culture de sûreté, au management de la qualité et à l'arrêté du 7 février 2012, et d'autre part sur une formation aux moyens de surveillance (outils pratiques et procédures applicables au site de Romans). L'exploitant a donc présenté aux inspecteurs la liste des chargés de surveillance (liste référencée SMI0926) ainsi que le bilan des formations réalisées (4 formations sont requises). Chaque chargé de surveillance est nommé pour un périmètre donné et doit suivre ses formations dans l'année de sa nomination.
Pour certains chargés de surveillance, les inspecteurs ont constaté qu'ils avaient été nommés par l'exploitant sans qu'aucune formation n'ait été suivie ou qu'une validation des acquis sur l'expérience ne leur ait été délivrée. Les inspecteurs n'ont donc pas eu la preuve que ces personnes disposent des compétences requises pour assurer leur mission de surveillance des intervenants extérieurs. Il pourrait être opportun de différencier la phase d'identification des chargés de surveillance (et ainsi enclencher les formations nécessaires à leur habilitation) et la phase de nomination proprement dite, à partir de laquelle ils peuvent prendre en charge des surveillances de prestations. Demande A4 : En application de l'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012, je vous demande de vous assurer que l'ensemble des chargés de surveillance disposent des compétences requises pour assurer leur mission dès lors qu'ils sont habilités pour la surveillance de prestations.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Indicateurs Des Plans De Surveillance
Les inspecteurs ont contrôlé par échantillonnage les plans de surveillance mis en place sur les prestations suivantes :
- PdP-2017-0226 : contrat annuel de maintenance des appareils de radioprotection, - PdP-2017-0479 : travaux d'instrumentation et de ventilation des sas du bâtiment F2L - PdP-2017-0492 : contrat annuel de maintenance de la ventilation, - PdP-2018-0686 ; travaux de remplacement du débitmètre des eaux usées.
Pour certains dossiers et en particulier pour le contrat annuel de maintenance de la ventilation, le plan de surveillance défini n'est pas très détaillé. Aucun indicateur n'était identifié (définition des différents actes de surveillance et leurs périodicités).
Le plan de surveillance établit le programme de surveillance qui sera mené par l'exploitant dans le cadre d'une activité sous-traitée. Le plan de surveillance doit donc dresser la liste des actes de surveillance et la traçabilité de leurs réalisations, par thème, ainsi que la fréquence de cette surveillance. Par ailleurs, les inspecteurs ont pu observer que des actions de surveillance réalisées en application d'autres processus (processus de modifications ou les vérifications indépendantes de sûreté) n'étaient pas valorisées au titre du processus de surveillance des prestataires et n'étaient pas mentionnées dans les dossiers des prestations correspondantes.
Demande B1 : Je vous demande de mener une réflexion sur le contenu et les attendus des plans de surveillance. Vous me transmettrez les conclusions de cette réflexion.
## Audits Des Prestataires
La procédure générale SMI0060 précédemment citée prévoit que « pour les prestataires réalisant régulièrement des prestations de Classe 1 ou de niveau de dangerosité 1 (Haut), représentant un volume d'activité important, un audit du système de management est réalisé périodiquement, tous les 3 ans. »
Les inspecteurs ont consulté le bilan des audits réalisés en 2017 ainsi que le programme des audits prévus pour l'année 2018 et ont constaté que la périodicité des 3 ans n'était pas respectée pour tous les prestataires de classe 1. Par ailleurs, le volume d'audits à réaliser paraît important au regard des ressources allouées. Demande B2 : Je vous demande de mener une réflexion sur ce processus d'audits. Vous me transmettrez les conclusions de cette réflexion ainsi qu'un tableau récapitulatif des différents audits réalisés depuis 3 ans.
## C. Observations
C1. Les inspecteurs ont visité le laboratoire L1 afin de constater l'état d'avancement des travaux de raccordement au local d'entreposage adjacent. Ils ont pu observer que, contrairement à ce qui avait été décrit dans le phasage des travaux, la porte d'accès au local d'entreposage avait été posée mais qu'il n'y avait plus de sas permettant de reconstituer la barrière de confinement, en l'absence du couloir étanche qui sera prochainement installé entre le laboratoire et le local d'entreposage. À la suite de l'inspection, l'exploitant a mis en place des mesures correctives immédiates : un sas a été remonté, la liste des opérations de montage et de contrôle (LOMC) a été modifiée, les contrôles ont été réalisés par le service de radioprotection et les consignes ont été affichées.
##
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-CHA-2018-0257 | DIVISION DE CHÂLONS-EN-CHAMPAGNE
N/Réf. : CODEP-CHA-2018-019855 Châlons-en-Champagne, le 2 juillet 2018 Monsieur le Directeur du Centre de Stockage de l'Aube BP 7 10200 SOULAINES DHUYS
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centre de stockage de l'Aube (CSA) Inspection n° INSSN-CHA-2018-0257 du 5 juin 2018 Thème : Incendie
## Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Décision n°2014-DC-0417 de l'ASN du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux INB pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
[3] Note Andra - SECNTFSER170033A du 28 juillet 2017 - Démonstration de la maîtrise des risques liés à l'incendie du CSA
[4] Note Andra - QUA CS ADCS 99 5084 du 23 juin 2016 - Permis feu [5] Note Andra - QUA PR ADCS 99 5043 - Procédure relative à la surveillance des prestataires pour le CSA et le CSM
[6] Note Andra - QUA CS ADCS 05 0008 du 9 août 2016 - Recueil des consignes en cas d'incendie ou d'accident de manutention sur le CSA et le TF
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 5 juin 2018 au Centre de stockage de l'Aube (CSA) sur le thème « incendie ». A la suite des constatations faites par les inspecteurs à cette occasion, je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 5 juin 2018 avait pour objectif d'apprécier l'organisation du CSA vis-à-vis de la maîtrise des risques liés à l'incendie. Les inspecteurs se sont concentrés sur quelques points précis concernant :
- l'organisation générale du site en matière de lutte contre l'incendie,
- l'élaboration et le suivi des permis de feu - les contrôles et essais périodiques des systèmes de prévention et de lutte contre l'incendie, - le suivi des lettres faisant suite à l'inspection du 20 novembre 2012. Un exercice incendie dans l'atelier de conditionnement des déchets (ACD) a également été réalisé afin de tester la réponse opérationnelle des équipes en situation d'incendie. Au vu de cette inspection, les inspecteurs considèrent que l'organisation mise en œuvre sur le site du CSA
pour assurer la maîtrise du risque incendie est satisfaisante. De nombreux points positifs ont été relevés.
En particulier, les inspecteurs ont apprécié la réactivité et le professionnalisme des agents du groupe local d'intervention (GLS), la fluidité, l'enchaînement des actions, les prises de décisions et les bonnes relations entre le prestataire en charge de la lutte contre l'incendie et l'Andra. Le GLS a mis en œuvre des outils de gestion de sinistre similaires à ce qui est enseigné dans les services de secours extérieurs et était focalisé sur les objectifs et les fondamentaux de la lutte contre l'incendie (sauvetage et mise à l'abri des personnes et réactions immédiates sur le foyer simulé naissant). Ceci a permis de très rapidement circonscrire le foyer simulé et en venir à bout. Des points d'amélioration ont été identifiés notamment pour ce qui concerne les contrôles techniques associés à la prestation liée à la surveillance et l'intervention en situation incidentelle, la formalisation de l'analyse des risques liée au permis de feu et des consignes opérationnelles. Ces points sont repris dans les demandes suivantes.
## A. Demandes D'Actions Correctives A.1 Contrôle Technique De L'Aip « Surveillance Et Intervention En Situation Incidentelle » Confiée À Des Intervenants Extérieurs
La surveillance et l'intervention en situation incidentelle constitue une activité importante pour la protection (AIP) des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement (intérêts protégés). L'Andra, dans le cadre d'un contrat faisant l'objet d'appels d'offres tous les 5 ans, a confié cette AIP à un prestataire, lequel a en charge, entre autres, la gestion des reports d'alarme et des interventions avec le Groupe Local de Surveillance (GLS), 24h/24. L'article 2.2.2 de l'arrêté en référence [1] prévoit que : « L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer
- *qu'ils appliquent sa politique […] qui leur a été communiquée […] ;* - *que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ».*
L'article 2.5.3 de l'arrêté en référence [1] prévoit que :
Chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique, assurant que :
- l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour les éléments importants pour la protection concernés ;
- les actions correctives et préventives appropriées ont été définies et mises en œuvre.
Les personnes réalisant le contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accomplie. L'Andra, comme le prévoit l'article 2.2.2 de l'arrêté en référence [1] exerce sur cet intervenant extérieur une surveillance, faisant l'objet de la note en référence [5], dans le but de s'assurer qu'il applique la politique communiquée dans le cadre de ce contrat, et que les opérations qu'il réalise, ou que les biens ou services qu'il fournit, respectent les exigences définies.
Le représentant du prestataire a indiqué que des contrôles techniques sont systématiquement réalisés par des personnes différentes des personnes ayant accompli les actions liées à cette prestation, notamment par le chef de poste, mais que ces contrôles techniques sont effectués par sondage.
La réalisation d'un contrôle technique par sondage des exigences définies constitue un écart à l'application de l'article 2.5.3 de l'arrêté en référence [1]. Demande A.1 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour que les contrôles techniques, réalisés vis-à-vis des exigences définies, soient accomplies dans le respect des dispositions de l'article 2.5.3 de l'arrêté en référence [1].
## * A.2 Analyse Spécifique Des Risques Pour La Sûreté Nucléaire Liée Au Permis De Feu *
La note de l'Andra en référence [4] indique, au paragraphe 1.3. « Préparation du chantier par l'entreprise », que préalablement à l'établissement du permis de feu avec l'ensemble des parties, l'entreprise doit procéder à l'analyse des risques d'incendie et d'explosion potentiellement engendrés par le travail par point chaud.
L'article 2.3.1 de l'annexe à la décision en référence [2] prévoit que :
« Les travaux par « point chaud » ne peuvent être effectués qu'après délivrance d'un permis de feu ayant fait l'objet d'une analyse spécifique des risques pour la sûreté nucléaire et dûment signée par l'exploitant, en veillant aux interactions entre d'éventuels chantiers simultanés ». Les inspecteurs ont consulté par sondage des permis de feu complétés et ont constaté que l'analyse de risque rédigée dans la partie « Risques identifiés » du formulaire utilisé pour les permis de feu, n'est pas suffisamment détaillée. En effet, les éléments concernant les cibles à protéger et la disposition des parades à mettre en œuvre ne sont pas formalisés.
Demande A.2 : Je vous demande d'améliorer la traçabilité de l'analyse spécifique des risques telles que prévues lors de la délivrance des permis de feu.
## B. Demandes De Compléments D'Information B.1 Exhaustivité Et Priorisation Des Actions Indiquées Dans Les Consignes Opérationnelles
La note de l'Andra en référence [3] définit, entre autres, la stratégie de mise et de maintien à l'état sûr de l'atelier de conditionnement des déchets (ACD) en situation d'incendie avec notamment l'arrêt d'installations, la sectorisation de locaux, la mise en œuvre d'asservissements associées au déclenchement de la détection incendie ou encore la conduite de la ventilation. L'Andra a également rédigé des consignes en cas d'incendie à destination du GLS, regroupées au sein d'un recueil en référence [6], dont l'application a été contrôlée par sondage par les inspecteurs. L'article 3.2.2-3 de l'annexe à la décision en référence [2] prévoit que : « Afin de s'assurer de l'efficacité de l'organisation des équipes d'intervention et de leurs aptitudes opérationnelles, l'exploitant teste régulièrement, par des exercices :
- les méthodes d'intervention, consignes, plans et notes d'organisation visant au rétablissement du fonctionnement normal de l'INB ou, à défaut, à l'atteinte et au maintien d'un état sûr de celle-ci, en cas d'incendie ;
- *l'utilisation des moyens d'intervention et à l'évacuation du personnel ;-* - l'appel et l'accueil des moyens de secours extérieurs.
Les modes opératoires d'intervention prennent en compte le risque de dissémination de substances radioactives ou dangereuses susceptibles de porter atteinte, en cas d'incendie, aux intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement ».
Les inspecteurs ont constaté que lors de l'exercice, les conditions de mise à l'état sûr avaient été respectées.
Néanmoins, les consignes opérationnelles en salle de conduite centralisée (SCC) visant à atteindre cet état sûr, n'indiquaient pas explicitement les actions à réaliser par les opérateurs présents en SCC ou nécessitaient une clarification. Par exemple, la lecture par les inspecteurs de la consigne pouvait laisser croire que l'arrêt des procédés de conditionnement était automatique en cas d'incendie dans des locaux adjacents, alors qu'en réalité cet arrêt est conditionné à l'ordre du PCD (poste de commandement décisionnel).
En outre les inspecteurs ont constaté que les consignes à destination du GLS comportaient un nombre importants d'actions à réaliser, par exemple pour la gestion du confinement des eaux d'extinction et des effluents, lesquelles n'étaient pas optimisées ou priorisées compte tenu de l'effectif réduit du GLS et des délais contraints par l'évolution rapide de la situation incidentelle.
Demande B.1 : Je vous invite à mener une réflexion quant à l'exhaustivité, la clarification et la priorisation des actions indiquées dans les consignes opérationnelles en cas d'incendie afin notamment de faciliter leur application et de conserver une latitude pour la prises d'initiatives suivant l'évolution de la situation incidentelle. 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-CAE-2018-0172 |
DIVISION DE CAEN
Caen, le 21 juin 2018 N/Réf. : CODEP-CAE-2018-030932 Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50 340 LES PIEUX
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base Flamanville : INB 108 et 109 Inspection n° INSSN-CAE-2018-0172 du 1er juin 2018 Thème : Inspection réactive Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007 modifié 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°2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires en référence, une inspection inopinée réactive a eu lieu le 1er juin 2018 au CNPE
de Flamanville afin d'examiner les conditions de réalisation de la modification de la purge de la double enveloppe de la tuyauterie 1 RIS 003 TY. 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 1er juin 2018 portait sur l'examen des conditions de réalisation de la modification de la purge de la tuyauterie 1 RIS 003 TY qui a été effectuée alors que l'autorisation demandée par EDF à l'ASN au titre de l'article 26 du décret en référence [2] n'avait pas encore été délivrée. Les inspecteurs se sont rendus dans les locaux où se trouvent les tuyauteries concernées par la modification et ils ont examiné certains documents liés à l'intervention de modification de la tuyauterie 1 RIS 003 TY. Ils se sont également intéressés à l'organisation mise en place par le site pour réaliser les modifications matérielles à caractère local. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le CNPE de Flamanville dans le cadre de la réalisation de modifications matérielles à caractère local est apparue perfectible. Des actions sont notamment nécessaires pour mieux prendre en compte la nécessité d'attendre la délivrance de l'autorisation par l'ASN dès lors qu'un dossier de modification a fait l'objet d'une demande au titre de l'article 26 du décret en référence [2]. Par ailleurs, plusieurs actions d'affichage et de rangement de chantier sont également à réaliser.
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Modifications Matérielles
L'article L. 593 -15 du code de l'environnement stipule que « En dehors des cas mentionnés aux II et III de l'article L. 593-14, les modifications notables d'une installation nucléaire de base, de ses modalités d'exploitation autorisées, des éléments ayant conduit à son autorisation ou à son autorisation de mise en service, ou de ses conditions de démantèlement pour les installations ayant fait l'objet d'un décret mentionné à l'article L. 593-28 sont soumises, en fonction de leur importance, soit à déclaration auprès de l'Autorité de sûreté nucléaire, soit à l'autorisation par cette autorité. Ces modifications peuvent être soumises à consultation du public selon les modalités prévues au titre II du livre Ier. Les conditions d'application du présent article sont définies par décret en Conseil d'Etat. » L'article 26 du décret en référence [2], stipule également que « Sauf dans les cas mentionnés à l'article 27, les modifications mentionnées à l'article L. 593-15 du code de l'environnement sont soumises à autorisation. I. - Pour obtenir cette autorisation, l'exploitant dépose auprès de l'Autorité de sûreté nucléaire une demande accompagnée d'un dossier comportant tous les éléments de justification utiles, notamment les mises à jour rendues nécessaires des documents mentionnés aux articles 8 et 20 et, en cas de modification du plan d'urgence interne, l'avis rendu par le comité d'hygiène, de sécurité et des conditions de travail en application de l'article L. 4523-4 du code du travail. […]. » L'article 4 du même décret précise en son IV que « - Le délai d'instruction des demandes d'autorisation mentionnées à l'article 26 du présent décret est fixé à six mois. L'Autorité de sûreté nucléaire peut proroger ce délai si elle estime nécessaire de procéder à de nouvelles mesures d'instruction ou d'édicter des prescriptions complémentaires. Le silence gardé par l'Autorité de sûreté nucléaire à l'expiration de ce délai vaut décision de rejet de la demande. » Dans ce cadre, le 17 février 2018, le CNPE de Flamanville a transmis à l'ASN au titre de l'article 26 du décret en référence [2], une demande de modification des lignes de purge des doubles enveloppes des tuyauteries du système d'injection de sécurité (RIS) des réacteurs 1 et 2.
Or, le 11 mai 2018, alors que la demande d'autorisation était toujours en cours d'instruction auprès de l'appui technique de l'ASN (IRSN), le bilan quotidien transmis à la division de Caen par le CNPE dans le cadre de la visite décennale du réacteur n° 1, a fait apparaître que la modification était en cours sur la tuyauterie 1RIS 013 TY. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont examiné les procédures du CNPE qui encadrent la réalisation des modifications matérielles locales et notamment les dispositions prévues dès lors qu'une modification est concernée par une demande d'autorisation au titre de l'article 26 du décret en référence
[2]. Ils ont relevé que la note de processus « instruction des modifications locales »1 prévoit bien un point d'arrêt dès lors qu'une autorisation de l'ASN est attendue. Vos représentants ont précisé que, dans ce cas précis, l'autorisation de l'ASN n'avait pas été identifiée dans le dossier de suivi de la modification et que la note « instruction des modifications locales » n'avait pas été suivie. Je vous demande de prendre des dispositions pour que, pour chaque demande d'autorisation que vous transmettez à l'ASN au titre de l'article 26 du décret en référence [2], des actions soient prévues afin d'éviter que la modification soit mise en œuvre avant que l'ASN vous ait transmis son autorisation.
1 D 5330-11-0002 indice 00 « instruction des modifications locales »
## A.2 Entreposages De Fûts Sans Rétention
L'article 4.3.3 de l'arrêté en référence [3] 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 » et l'article 4.3.1 de la décision en référence [4] précise les règles à respecter pour ces rétentions. L'article 4.2.1 de la décision en référence [4] indique que « les fûts, réservoirs et autres contenants, ainsi que leurs emballages, d'une part, ainsi que les aires d'entreposage de substances dangereuses, d'autre part, portent en caractères lisibles le nom des substances ou mélanges, leur état physique et les symboles de danger définis par la réglementation relative à l'étiquetage des substances et mélanges chimiques dangereux ». Dans plusieurs locaux, les inspecteurs ont noté la présence de :
- 11 fûts de boues dans le local 1 LA 0356, - 8 fûts de boues dans le local 2 LA 0356, - 8 fûts de boues dans le local 2 LB 0356.
Certains fûts portaient un affichage qui précisait un débit de dose au contact voisin de 0.35 mSv/h et ils n'étaient placés sur aucune rétention. Je vous demande de justifier l'origine des boues contenues dans les fûts présents dans les locaux 1 LA 0356, 2 LB 0356 et 2 LA 0356 et leur présence dans ces locaux. Je vous demande de m'informer des actions que vous allez mener afin que des dispositions soient prises pour éviter la dissémination de ces boues en cas de fuite de ces fûts.
## B Compléments D'Information B.1 Signalisation Du Chantier
Les inspecteurs se sont rendus dans le local 1LA 0356 dans lequel ont commencé les travaux sur la tuyauterie 1 RIS 003 TY. Ils ont souligné qu'aucune fiche d'identification de chantier et qu'aucun balisage n'étaient en place afin de préciser les conditions d'accès notamment vis-à-vis du risque radiologique. Je vous demande de m'informer des actions que vous allez prendre afin que les conditions d'accès au chantier soient affichées.
## B.2 Trémies Ouvertes
Dans les locaux 1 LB 0356, 1 LA 0356, 2 LB 0356 et 2 LA 0356, les inspecteurs ont noté que des trémies étaient ouvertes et partiellement obstruées soit par des protections biologiques, soit par des carottes de béton. Vos représentants n'ont pas pu expliquer la réalisation de ces carottages ni leur obstruction partielle. Je vous demande de justifier les carottages réalisés dans les locaux 1 LB 0356, 1 LA 0356, 2 LB 0356 et 2 LA 0356 et la raison de leur obstruction partielle.
## B.3 Entreposage De Fûts D'Huile 4
Dans le local 1 LA 0353, les inspecteurs ont signalé la présence de fûts et de bidons d'huile sur rétention mais non étiquetés. Un des fûts était ouvert et aucune fiche d'information de chantier ne justifiait la présence de ces récipients.
Je vous demande de m'informer des actions que vous allez prendre afin que les entreposages de fûts fassent l'objet d'un affichage justifiant leur présence et leur contenu. 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-CAE-2018-0210 |
DIVISION DE CAEN
Caen, le 6 juin 2018 N/Réf. : CODEP-CAE-2018-026823 **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 n° 136 et 140 Inspection n° INSSN-CAE-2018-0210 du 30 mai 2018 Thème : Organisation et moyens de crise 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 30 mai 2018 au CNPE de Penly, sur le thème de l'organisation et des 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 en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 30 mai 2018 a concerné la thématique de l'organisation et des moyens de crise au sein du CNPE de Penly. Cette inspection était plus particulièrement orientée sur les moyens locaux de crise (MLC) mis en œuvre par EDF. Un point d'avancement a également été réalisé en matière de construction des bâtiments des générateurs diesels d'ultime secours (DUS) pour les réacteurs n°1 et n°2 du CNPE de Penly, ces constructions visant à répondre à la prescription technique 18-II ([EDF-PEN17] [ECS-18]) de la décision de l'ASN n° 2012-DC-0289 du 26 juin 2012 relative aux évaluations complémentaires de sûreté du processus de retour d'expérience de l'accident de Fukushima Daiichi. Les inspecteurs ont effectué une visite des installations au niveau du chantier DUS du réacteur n°1 et de différentes zones d'entreposage des moyens locaux de crise (MLC) réparties sur le CNPE de Penly. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie dans le domaine des moyens de crise apparaît globalement satisfaisante.
www.asn.fr
## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Note De Gestion Des Matériels Locaux De Crise (Mlc)
L'examen par les inspecteurs de la note de gestion des matériels locaux de crise référencée D5039 -
ODL/MLC à l'indice 6 du 4 août 2017 appelle les observations suivantes :
- la fiche n°4 (relative à la réalimentation SAR1 par un compresseur mobile) indique qu'un réservoir additionnel de 200 litres de carburant est présent ; lors de la visite des installations, les inspecteurs ont noté dans le conteneur n°22 entreposé au niveau du bâtiment d'exploitation n°2 que ce réservoir était vide. Vos représentants ont par la suite précisé que le plein de carburant était à réaliser au niveau de la station-service du site ;
- la fiche n°19 (relative aux pompes mobiles SER2 ASG3) : lors de la visite des installations, les inspecteurs ont examiné l'inventaire des MLC présent dans le conteneur n°21 entreposé au niveau du bâtiment d'exploitation n°2. Après appel téléphonique du responsable du matériel, vos représentants ont précisé aux inspecteurs que le pistolet nécessaire au plein de carburant était entreposé dans un autre conteneur au niveau du réacteur n°1 ;
- les fiches n°25 et n°26 (relatives au dispositif « GIGA ») mentionnent l'observation « *intégration* en 2016 ». Or, ces matériels sont aujourd'hui entreposés en conteneurs sur le site. De plus, aucun lieu de stockage n'est actuellement précisé dans ces fiches.
Je vous demande de mettre à jour votre note de gestion des matériels locaux de crise référencée D5039 - ODL/MLC. Au vu des observations formulées ci-dessus, je vous demande de vous assurer que vos gammes opérationnelles sont explicites pour les équipiers en charge du montage des moyens locaux de crise.
## A.2 Structure Légère D'Entreposage Des Moyens Locaux De Crise
Les inspecteurs ont visité la structure légère dédiée à l'entreposage de certains moyens locaux de crise (MLC). Les inspecteurs ont examiné d'une part les inventaires des matériels locaux de crise et d'autre part leurs conditions d'entreposage. A l'issue de cette visite, les inspecteurs notent que les inventaires des matériels locaux de crise sont cohérents avec la note de gestion des MLC référencé D5039 - ODL/MLC à l'indice 6 ; néanmoins, les inspecteurs relèvent que le drainage des eaux de pluies pour cette structure reste perfectible, puisque plusieurs zones à l'intérieur de la structure présentaient des traces d'humidité, ce qui pourrait altérer la conservation des matériels. Par ailleurs, les inspecteurs s'interrogent sur le dimensionnement de cette structure légère, notamment vis-à-vis d'un épisode neigeux important. Enfin et selon vos représentants, cet entreposage provisoire de MLC en structure légère pourrait être pérennisé sur le site de Penly compte tenu des changements de conception de CCL4 demandés récemment par les services centraux d'EDF.
Compte tenu de ce qui précède, je vous demande :
- **de réaliser un drainage efficace des eaux de pluie, afin de supprimer les infiltrations**
d'eau de pluie observées à l'intérieur de la structure légère ;
- **de justifier le dimensionnement de cette structure légère d'entreposage des MLC,**
notamment vis-à-vis d'un épisode neigeux important et des vents extrêmes ;
- de préciser la stratégie d'EDF vis-à-vis de la pérennité de cette structure, notamment lorsque le CCL de Penly sera opérationnel.
## A.3 Convention Avec Les Hôpitaux
Par sondage, les inspecteurs ont vérifié la validité de plusieurs conventions dans le domaine de la gestion de crise. Ils ont notamment examiné l'application sur le site de Penly de la prescription technique 34 ([EDF-PEN-26] [ECS-34]) de la décision de l'ASN n° 2012-DC-0289 du 26 juin 2012 relative aux évaluations complémentaires de sûreté du processus de retour d'expérience de l'accident de Fukushima Daiichi survenu en 2011 au Japon, qui dispose que le CNPE de Penly doit veiller à la mise à jour tous les 5 ans des conventions qu'il passe avec les centres hospitaliers voisins.
Après examen, les inspecteurs retiennent que la convention actuelle liant le CNPE de Penly avec les centres hospitaliers est périmée depuis 2017, et qu'une mise à jour est actuellement en cours avec les centres hospitaliers de Dieppe, Rouen et Fécamp.
Conformément à la prescription technique 34 ([EDF-PEN-26] [ECS-34]) de la décision de l'ASN n° 2012-DC-0289 du 26 juin 2012 précitée, je vous demande de disposer dans les meilleurs délais d'une convention valide avec les hôpitaux précités. Vous m'informerez du calendrier associé.
## B Compléments D'Information B.1 Chantiers Dus - Gestion Du Retour D'Expérience
La tête de série pour les chantiers DUS du palier 1300 MWe d'EDF est le réacteur n°3 de Cattenom ; vos représentants ont précisé que la réalisation de ce chantier était toujours en cours. Dans ces conditions, les inspecteurs ont souhaité vérifier les modalités mises en œuvre par EDF pour assurer la gestion du retour d'expérience dans le domaine des activités de montages électromécaniques. Ce sujet avait déjà été examiné lors de précédentes inspections de l'ASN dans le domaine du génie civil pour les bâtiments DUS ; à cette époque, les services centraux d'EDF réalisaient notamment :
- en amont des activités de génie civil, des guides de surveillance à destination des CNPE pour assurer une cohérence dans le domaine de la surveillance ;
- durant les activités de génie civil, des audioconférences périodiques avec les CNPE, formalisées à l'issue par des comptes rendus.
Cette organisation permettait *in fine* à chaque CNPE de bénéficier d'un retour d'expérience homogène au niveau du parc d'EDF. Pour les montages électromécaniques, cette organisation a notablement évolué ; les inspecteurs de l'ASN retiennent en particulier ;
- qu'en amont du démarrage des activités électromécaniques, les services centraux d'EDF n'ont pas rédigé de guides de surveillance pour les CNPE ;
- que, durant la réalisation des activités électromécaniques, les services centraux d'EDF réalisent des audioconférences périodiques avec les CNPE, sans qu'aucune formalisation ne soit réalisée.
Je vous demande de préciser au sein d'EDF les modalités mises en œuvre pour assurer efficacement la gestion du retour d'expérience pour les montages électromécaniques des bâtiments DUS.
## B.2 Chantiers Dus - Organisation De Chantier Et Activités Importantes Pour La Protection Des Intérêts
Les inspecteurs ont examiné l'organisation de projet pour réaliser les montages électromécaniques. Le jour de l'inspection, ces montages étaient en cours de démarrage (mise à la terre, installation d'éclairage notamment dans les bâtiments DUS). Les inspecteurs ont analysé la note de gestion du porteur de projet en charge des activités électromécaniques, référence WEF-15-DUS-OTH-4974 à l'indice D du 5 janvier 2018 et le programme de surveillance d'EDF pour l'année 2018. A l'issue, les inspecteurs retiennent que la liste des soustraitants de rang 1 est différente ; pour exemples, la note de gestion du porteur de projet précitée mentionne :
- un prestataire réalisant des AIP5 pour le lot « aéroréfrigérants », le programme de surveillance d'EDF n'en mentionne pas ;
- deux prestataires réalisant des AIP pour le lot « électricité », le programme de surveillance d'EDF n'en mentionne qu'un seul.
B.2.a **Compte tenu des différences relevées au sein des deux documents précités, je vous**
demande de vous assurer que le programme de surveillance d'EDF est cohérent avec l'organisation retenue par le porteur de projet des activités électromécaniques.
Concernant la réalisation des AIP dans le domaine électromécaniques, les inspecteurs retiennent notamment que :
- le prestataire de rang 1 en charge du lot « tuyauteries » est un primo-intervenant dans le domaine du soudage et des contrôles non destructifs ; les représentants d'EDF ne prévoient pas à ce stade d'adapter la surveillance par rapport aux dispositions du RCCM6 ;
- le prestataire de rang 1 en charge du lot « ventilation » prévoit de réaliser, selon le document WEF-14-DUS-NOVI1-OTH-0101 à l'indice C (§5.6), un contrôle technique à 10% de l'AIP relative au serrage au couple de la boulonnerie. Après discussion avec vos représentants, cette donnée semblerait erronée.
B.2.b **Concernant les deux points précités, je vous demande de me faire part de votre**
position argumentée, notamment dans le domaine de la surveillance d'EDF pour les entreprises primo-intervenantes.
## B.3 Gestion Du Retour D'Expérience Des Exercices De Crise
En matière de gestion du retour d'expérience des exercices de crise, vos représentants ont précisé aux inspecteurs en séance :
- qu'un exercice dénommé « GIGA » avait été mené sur le site de Penly le 15 mai 2018, mettant en œuvre une organisation et des moyens importants dans le domaine de l'incendie. Cet exercice vise notamment à pallier la perte totale du réseau incendie sur le site de Penly. Le compte-rendu sous assurance qualité a été transmis le 31 mai 2018 à l'ASN par messagerie électronique. Les inspecteurs ont en outre noté que la DI 115 à l'indice 2 d'EDF ainsi que la note d'organisation locale ne prévoyait pas de délai de mise en œuvre pour cet exercice ;
- que le premier exercice de la FARN7 est planifié sur le site de Penly en septembre 2018. Le scénario est actuellement en cours de définition. En matière de planification des exercices de la
5 AIP : Activité importante pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement 6 RCCM : Règles de Construction et de Conception des Matériels mécaniques FARN, vos représentants ont indiqué que cela relevait de l'organisation nationale de crise d'EDF.
Je vous demande de :
- **vous positionner, pour l'exercice « GIGA » et compte tenu du retour d'expérience de**
l'exercice du 15 mai 2018, sur l'opportunité de définir dans votre note d'organisation locale un délai de mise en œuvre pour l'exercice « GIGA » ;
- **transmettre le compte rendu de l'exercice FARN précité, ainsi que les axes de progrès**
identifiés à la suite de cet exercice ;
- **préciser la stratégie d'EDF en matière de périodicité des exercices FARN sur les**
CNPE.
## B.4 Gestion Des Indisponibilités Des Mlc
A la suite de l'inspection de l'ASN du 8 avril 20168, vous avez défini une organisation visant à gérer les indisponibilités des moyens locaux de crise (MLC) sur le site de Penly. La gestion de ces indisponibilités est faite par l'application informatique « terrain » ; chaque service responsable de matériels MLC doit donc déclarer dans cette application l'indisponibilité d'un matériel selon des champs précis (respectivement : macro-processus MP3 et MLC). De façon hebdomadaire, le pôle PUI du CNPE de Penly réalise une extraction pour vérifier la disponibilité des MLC. Néanmoins, aucun audit (ou vérification) n'est réalisé sur le CNPE de Penly pour vérifier que les services responsables des matériels MLC remplissent correctement l'application informatique « terrain ». Je vous demande de vous positionner sur l'opportunité de réaliser périodiquement des audits (ou vérification) sur la thématique de la disponibilité des MLC.
## B.5 Bâche 0 Ser 002 Ba
Lors de la visite de terrain, les inspecteurs ont noté au niveau du trou d'homme de la bâche 0 SER 002 BA des traces de corrosion au niveau de boulonnerie. Je vous demande de me faire part de votre position argumentée pour corriger cette situation. Vous me préciserez l'échéancier retenu.
## 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 amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
## L'Adjoint Au Chef De Division,
Signé par Eric ZELNIO |
INSSN-LYO-2018-0392 | # Division De Lyon Lyon, Le 11 Juillet 2018 N/Réf. : Codep-Lyo-2018-035867 Monsieur Le Directeur Orano Bp 16 26 701 Pierrelatte Cedex
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
ORANO, établissement de Pierrelatte (INB n°155)
Inspection INSSN-LYO-2018-0392 du 31 mai 2018 Thème : « Suivi en service des équipements sous pression et des équipements sous pression nucléaires »
## Référence À Rappeler Dans Vos Correspondances : Inssn-Lyo-2018-0392
Références : [1] Code de l'environnement [2] Arrêté du 12 décembre 2005 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires
[3] Arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires [4] Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples
[5] 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, aux articles L. 593-33, L. 596-1 et suivants, une inspection courante a eu lieu le 31 mai 2018 sur l'installation nucléaire de base (INB)
n°155 exploitée par AREVA NC, sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression et des équipements sous pression nucléaires ».
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 31 mai 2018 portait sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression et des équipements sous pression nucléaires ». Cette inspection visait à évaluer l'organisation retenue par le site pour l'application des exigences réglementaires liées aux opérations d'entretien et de surveillance des équipements sous pression conventionnels (ESP) et nucléaires (ESPN), notamment en application des demandes faites lors de l'inspection précédente sur le même thème. Une visite de terrain des générateurs de vapeur correspondant aux utilités de site, a permis de vérifier l'état apparent, l'identification et l'environnement de ces équipements et de leurs accessoires de sécurité. Les inspecteurs se sont également rendus dans le local d'archivage des dossiers réglementaires et des Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour répondre aux attendus de la réglementation relative au suivi en service des ESP apparaît globalement perfectible. La liste des ESP et ESPN est correctement élaborée et tenue à jour et les enregistrements liés au suivi en service des équipements sont conservés de manière satisfaisante. Les inspecteurs considèrent cependant que l'exploitant devra compléter la définition de son organisation pour répondre à l'ensemble des exigences réglementaires pour le suivi en service des ESP et ESPN. Il devra également apporter davantage de rigueur en matière de traitement de la veille réglementaire et de surveillance en fonctionnement des générateurs de vapeur et de leurs accessoires de sécurité.
## A. Demandes D'Actions Correctives Organisation Définie Pour Le Suivi En Service Des Esp Et Espn
Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place sur votre établissement afin de respecter les exigences établies dans les arrêtés ministériels cités en références. Certains ESP, dont les ESPN de votre établissement sont classés éléments importants pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement en référence [1], au sens de l'article 1.3 de l'arrêté ministériel en référence [5]. Aussi, les inspecteurs ont également évalué la prise en compte des dispositions réglementaires fixées par cet arrêté ministériel. Il ressort de cet examen que la démarche mise en œuvre pour le suivi en service des ESP et ESPN n'est actuellement pas suffisamment définie. Demande A1 : Je vous demande de décrire l'organisation en vigueur au sein de votre établissement pour respecter l'ensemble des exigences réglementaires de suivi en service des ESP et ESPN.
## Pénalités Dans Les Commandes D'Opérations De Contrôles Régaliens
A la suite de l'inspection du 8 juin 2016 sur le thème du suivi en service des équipements sous pression, l'ASN vous avait demandé de séparer les contrats de prestations de ceux relatifs aux contrôles régaliens et de formuler les pénalités des contrats portant sur les contrôles régaliens de façon à ce qu'elles ne puissent concerner le jugement de l'organisme ou le résultat des contrôles.
En réponse à cette demande, vous vous étiez engagés à veiller à ce que les nouveaux contrats en cours de déploiement de novembre 2016 à mai 2017 soient spécifiques pour les organismes agréés ou habilités qui mènent des contrôles techniques, contrôles réglementaires et évaluation de conformité et que les pénalités portant sur les contrôles régaliens soient formulées de façon à ce qu'elles ne puissent concerner le jugement de l'organisme ou le résultat des contrôles. Les inspecteurs ont examiné les modalités de contractualisation avec les organismes habilités pour les opérations de contrôle régalien. Ils ont constaté que le contrat référencé 15803604 passé avec la société APAVE SUDEUROPE le 23 décembre 2016 pour la requalification périodique d'un ESP contient des pénalités de retard qui, selon certaines circonstances, pourraient constituer des pressions ou incitations susceptibles d'influencer le jugement de l'expert. Ces dispositions ne répondent pas à la demande formulée lors de la précédente inspection et à l'engagement que vous avez pris à l'issue de celle-ci. Demande A2 : Je renouvelle ma demande formulée à la suite de l'inspection du 8 juin 2016 d'établir des contrats spécifiques avec les organismes habilités pour le contrôle régalien des ESP et ESPN en veillant à ce qu'aucune clause de pénalités et incitation susceptibles d'influencer le jugement de l'organisme habilité n'y figurent.
## Liste Des Esp Et Espn
Les inspecteurs ont relevé que les éléments de nature à générer une évolution de la liste des ESP et ESPN, ainsi que les modalités de sa mise à jour ne sont pas précisément établis. De plus, l'exploitant ne prévoit pas de contrôle technique des mises à jour de la liste et n'en assure pas la traçabilité. Demande A3 : Je vous demande d'assurer la traçabilité des modifications apportées à la liste des équipements et de prévoir un contrôle technique systématique lors de sa mise à jour. Vous veillerez également à définir dans votre organisation les éléments de nature à générer une évolution de cette liste.
## Dossiers Réglementaires Des Esp Et Espn
Les inspecteurs ont examiné les dossiers descriptifs et les dossiers d'exploitation de certains ESP. Ils ont noté que les périodicités d'inspections et de requalifications périodiques sont respectées.
En revanche, ils ont constaté quelques manquements précisés ci-après :
- Les comptes rendus des mesures d'épaisseur de chaque compartiment ainsi que le compte rendu de l'essai d'étanchéité réalisés lors de la dernière requalification périodique sur l'arbre sécheur repéré 594-40-10-MB01 ne figurent pas le dossier d'exploitation de l'équipement ;
- Le compte rendu des mesures d'épaisseur réalisées lors de la dernière requalification périodique du générateur de vapeur repéré 591-91-10-RE01 ne figurent pas le dossier d'exploitation de l'équipement ;
- Le plan de maillage des mesures d'épaisseur requises *a minima* lors de chaque requalification périodique de l'arbre sécheur visé ci-dessus n'est pas défini dans le dossier réglementaire de l'équipement ;
- la disposition de la notice d'instructions du réservoir d'air comprimé repéré 30-20-RG01, demandant que des purges régulières soient réalisées n'a pas été respectée, sans que ceci n'ait fait l'objet d'une validation formelle par un organisme habilité préalablement à l'inspection périodique.
Demande A4 : Je vous demande de vous assurer de la complétude des dossiers réglementaires des équipements. Vous procéderez dans les meilleurs délais à la mise à jour des dossiers précités.
Demande A5 : Je vous demande de vous assurer que les notices d'instructions des équipements sont strictement appliquées sauf validation de l'écart par un organisme habilité préalablement aux inspections périodiques. Vous me préciserez les dispositions retenues pour le cas particulier du réservoir d'air comprimé repéré 30-20-RG01. Les inspecteurs ont relevé que l'analyse et la diffusion aux services concernés des évolutions réglementaires relatives aux ESP et ESPN portées à la connaissance de l'exploitant ne sont actuellement pas formalisées. Par ailleurs, il apparaît que cette veille n'intègre pas les décisions prises par le Bureau de la sécurité des équipements à risques et des réseaux (BSERR), service du Ministère de la transition écologique et solidaire, ni les fiches réglementaires émanant du Comité de liaison des appareils à pression (CLAP) ou du Comité de liaison des équipements nucléaires (COLEN).
Demande A6 : Je vous demande de veiller à formaliser votre analyse de la veille réglementaire en y intégrant les décisions du BSERR, ainsi que les fiches réglementaires produites par le CLAP et le COLEN.
## Conservation Des Enregistrements
Les inspecteurs se sont rendus dans le local d'archivage des dossiers réglementaires et des END des équipements. Ils ont constaté que ces documents étaient correctement conservés mais que les conditions de stockage n'étaient actuellement pas définies. Demande A7 : Je vous demande de préciser les conditions de conservation des enregistrements nécessaires au suivi en service de vos équipements, notamment en ce qui concerne les conditions d'ambiance (température et hygrométrie) afin de prévenir toute altération des supports radiographiques et argentiques des END.
## Etat Des Esp Sur Le Terrain
Les inspecteurs ont vérifié l'état apparent, l'identification et l'environnement des générateurs de vapeur communs aux différentes unités de l'établissement. Ils ont relevé que le pot de récupération de condensats présent en partie basse de la tuyauterie d'échappement d'une soupape repérée 505-66-040 protégeant le générateur de vapeur repéré C1-591-20-91-10-RE02 était rempli d'eau. Pour traiter ce constat et de manière réactive, vous avez procédé aux opérations suivantes dans les jours qui ont suivi :
- mise à l'arrêt de l'équipement ;
- identification de l'origine de l'eau ; - débouchage de la tuyauterie de purge du pot de récupération des condensats ;
- démontage de la tuyauterie d'échappement de la soupape pour visualiser sa conception ; - réalisation d'un contrôle visuel interne/externe et d'un retarage de la soupape.
Vous avez également informé l'ASN que vous prévoyez d'aménager les pots de condensats présents sur les accessoires de sécurité protégeant vos générateurs de vapeur, par découpe ou perçage à une cote déterminée, afin de prévenir tout risque de noyage de la soupape en cas de bouchage de l'évacuation des condensats.
Demande A8 : Je vous demande de renforcer significativement vos rondes de surveillance en fonctionnement des générateurs de vapeurs afin d'être en capacité de détecter tout désordre apparent sur ces équipements et leurs accessoires de sécurité. Demande A9 : Je vous demande de mettre en œuvre dans les meilleurs délais les actions permettant d'éviter le renouvellement de la situation rencontrée en inspection sur les accessoires de sécurité protégeant vos générateurs de vapeur et de m'informer de l'achèvement de ces opérations.
## B. Compléments D'Information
En réponse à l'inspection du 8 juin 2016, vous vous êtes engagés à réaliser un examen de conformité du marquage réglementaire des accessoires de sécurité de votre parc d'ESP. Vous avez indiqué aux inspecteurs que ce travail avait été mené à son terme mais vous n'avez pas été en mesure de présenter ce bilan au cours de l'inspection. Demande B1 : Je vous demande de m'adresser le compte rendu de l'examen de conformité du marquage des accessoires de sécurité protégeant vos équipements, ainsi qu'un engagement sur la mise en œuvre des éventuelles remises en conformité consécutives à cet examen.
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.
Le chef de pôle LUDD délégué de la division de Lyon de l'ASN
Signé par Fabrice DUFOUR
6 |