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INSSN-CHA-2022-0271 | Référence courrier :
CODEP-CHA-2022-020498 Châlons-en-Champagne, le 09 mai 2022 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 Inspection INSSN-CHA-2022-0271 du 19 et 20 avril 2022 Thème : « Exercice - Organisation et gestion des 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 n° 2017-DC-0592 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 13 juin 2017 relative aux obligations des exploitants d'installations nucléaires de base en matière de préparation et de gestion des situations d'urgence et au contenu du plan d'urgence interne
## 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 dans la nuit du 19 au 20 avril 2022 sur le CNPE de Nogent sur le thème « Exercice - Organisation et gestion des 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 avait pour objectif d'examiner l'organisation du site vis-à-vis de la gestion d'une situation d'urgence, en particulier en cas de perte des moyens de communication interne.
Les inspecteurs ont procédé à un exercice de crise, en dehors des heures ouvrées, pour vérifier la capacité du CNPE à réaliser correctement l'alerte, le gréement des astreintes et l'envoi d'informations en interne et à l'extérieur du site.
L'organisation mise en œuvre par le CNPE de Nogent pour la gestion de crise est apparue satisfaisante pour la situation simulée. Toutefois, des insuffisances documentaires et matérielles dans les locaux de crise et les moyens mobiles utilisés ont été constatées. En outre, une amélioration de la transmission et de la traçabilité de certaines communications est attendue. Déroulé **de l'exercice** : Le scénario proposé consistait en une brèche sur le circuit primaire ayant entrainé une montée de l'activité radiologique dans le bâtiment réacteur et un arrêt automatique du réacteur. En parallèle, une augmentation anormale de la radioactivité était relevée sur une balise de mesure du réseau
« clôture » située sur le périmètre immédiat du site, du fait d'une défaillance technique.
L'exercice a débuté à 18h50 avec la présentation du scénario au chef d'exploitation (CE). Afin de faciliter le contrôle, l'événement ne se déroulait fictivement que sur le réacteur 1, sans engendrer d'actions au niveau du fonctionnement des réacteurs. Un délai d'environ 10 minutes a été consacré au briefing du CE pour lui permettre d'appréhender les particularités techniques du scénario au lancement de l'exercice (état initial des réacteurs et événements précurseurs). Les inspecteurs ont tout d'abord simulé l'apparition d'alarmes indiquant l'augmentation de l'activité et la montée de la pression dans l'enceinte de confinement du bâtiment réacteur et ont observé les réactions du CE face à la situation. Les procédures prévoient l'application du logigramme d'orientation initiale (LOIC) par le CE, le conduisant à décider en concertation avec le directeur de crise du site (PCD1) à déclencher le volet sûreté radiologique du plan d'urgence interne (PUI-SR). Le PUI a été déclenché immédiatement à la suite de la présentation du scénario. Les alertes des astreintes ont été lancées à 19h06. Les inspecteurs se sont ensuite répartis pour observer l'ensemble des intervenants dans la gestion de la situation d'urgence simulée. Un inspecteur était au poste de commandement local (PCL) auprès du CE pour rythmer les différentes étapes du scénario, un autre s'est rendu au local technique de crise
(LTC), trois inspecteurs se sont rendus dans le local de gestion de crise (BdS) afin de suivre les actions aux postes de commandement contrôles (PCC), direction (PCD) et moyens (PCM) et un dernier inspecteur évoluait entre le local de gestion de crise et le suivi des interventions sur le terrain. Afin de tester la résilience de l'organisation de crise à la défaillance d'un outil informatique, le SI collaboratif (système d'information utilisé pour la diffusion des messages PUI par voie numérique) a été considéré comme indisponible.
Les inspecteurs soulignent le professionnalisme et le sérieux des équipiers d'astreinte et du CE dans la gestion de cette crise simulée.
## A. Demandes D'Actions Correctives 1. Recensement Des Équipiers D'Astreinte Accédant Au Local De Gestion De Crise
En application de l'article 4.1 de l'annexe à la décision [3], « 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 ». En application de l'article 8.2 de l'annexe à la décision [3], « 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 ». L'alerte des équipiers d'astreinte a été déclenchée depuis le Poste Central de Protection (PCP), après réception de la demande de déclenchement du PUI formulée par le directeur de crise PCD1. Toutefois, le déclenchement de cette alerte suppose un dispositif opérationnel de recensement des équipiers d'astreinte qui se présentent ensuite au local de gestion de crise, également nommé « bloc de sécurité »
(BDS). Lors de l'inspection, le dispositif de recensement automatique dit « KKR » était (réellement)
indisponible. Cette indisponibilité a été immédiatement identifiée par le personnel du PCP qui a proposé la mise en place d'une mesure palliative de pointage manuel des équipiers d'astreinte arrivant au BDS. La mise en place de cette mesure palliative n'a pas été fonctionnelle suffisamment rapidement, puisque les premiers équipiers d'astreinte arrivés ont accédé au local de gestion de crise sans avoir été recensés au préalable.
Demande A1 : Je vous demande de réaliser une analyse de votre système KKR et de son indisponibilité et de prendre toutes les dispositions nécessaires à son bon fonctionnement.
## 2. Modalités D'Accès Au Bds Pour Le Personnel D'Astreinte
En application de l'article 7.4 de l'annexe à la décision [3], « Les locaux de gestion des situations d'urgence permettent de recueillir les informations appropriées relatives à l'exposition aux rayonnements ionisants ou à des substances dangereuses éventuelles ».
Lors de l'exercice de crise, les inspecteurs ont observé que seulement quelques équipiers d'astreinte se sont testés à leur arrivée au BDS au contrôleur « mains-pieds » avant de signer la feuille d'émargement et d'accéder au local de gestion de crise. Vous avez indiqué que ce geste de contrôle était un préalable obligatoire pour chaque équipier d'astreinte accédant au local de crise en cas de PUI-SR, afin de vérifier l'absence de contamination radiologique. Demande A2 : Je vous demande de vous assurer du respect des procédures **d'accès au local de**
gestion de crise, y compris en exercice. Vous me transmettrez le résultat de votre analyse.
## 3. Recueil, Collecte Et Échange D'Informations
En application de l'article 6.6 de l'annexe de la décision [3], « l*'exploitant dispose de plusieurs moyens de* communication indépendants entre *eux. Ces moyens sont en nombre suffisant pour permettre les échanges* d'information des postes *de commandement et de coordination entre eux et avec les autorités. Les moyens de* communication du poste de commandement et de coordination de la direction de l'établissement *lui permettent* d'échanger avec : a) les postes de commandement et de coordination permettant d'assister la *conduite, ainsi que* de surveiller et de diriger l'intervention dans chaque *installation jusqu'à atteindre et maintenir un état maîtrisé* et stable, […] ».
En application de l'article 6.7 de l'annexe de la décision [3], « l*'exploitant dispose d'un annuaire en cas* d'urgence regroupant les coordonnées à *jour des postes de commandement et de coordination internes à* l'établissement, des autorités et *des services et organismes extérieurs identifiés dans le plan d'urgence interne.* Le cas échéant, cet annuaire précise les coordonnées des moyens de communication autonomes […] ». Lors de l'exercice, du fait de l'indisponibilité du SI collaboratif, l'exploitant s'est tourné vers le fax pour assurer la communication de crise sur le site et avec EDF au niveau national. Pour ce faire, les équipiers d'astreinte ont manipulé les annuaires de crise au format papier présents dans les différents locaux de crise afin de trouver les numéros de fax utiles aux différentes actions de communication requises. Les inspecteurs ont constaté que la consultation des annuaires n'était pas aisée pour les équipiers d'astreinte et que certains interlocuteurs et/ou certains numéros de fax n'étaient pas renseignés ou étaient mal renseignés, compliquant la tâche des équipiers d'astreinte pour l'envoi des messages « quart d'heure » notamment.
Demande A3.1 **: Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin que les annuaires de** crise soient tenus opérationnels et **à jour.**
Lors de l'exercice, les inspecteurs ont constaté que les messages « quart d'heure » n'étaient pas tous envoyés au directeur de crise (PCD1), alors que ce dernier était concerné par les messages envoyés. Il en résulte un manque d'informations essentielles à la prise de décision pour ce dernier, qui conduit in fine à une gestion de la crise moins réactive. De même, un manque de traçabilité des décisions prises à l'oral et des actions réalisées sur le terrain, notamment concernant le balisage progressif de la zone simulée contaminée sur le site, a été observé. Enfin, les inspecteurs estiment que la communication entre le PCL et le PCC a été insuffisante pour permettre une gestion de crise optimale.
Demande A3.2 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin d'**assurer** la communication vers PCD1, mais également de renforcer la communication au sein et entre les différents postes de commandement. Vous me transmettrez le résultat de votre analyse.
## B. Compléments D'Information 1. Evaluation Et Retour D'Expérience
En application de l'article 7.6 de l'arrêté [2] « 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 ».
Demande B1 : Je vous demande de me transmettre le compte-**rendu de l'exercice et les mesures** correctives éventuelles que vous envisagez.
## 2. Equipements De Protection Individuelle (Epi) Et Moyens D'Intervention Et De Lutte Contre L'Incendie
En application de l'article 6.2 de l'annexe de la décision [3], « l*'exploitant tient à jour la liste des moyens* matériels identifiés pour la gestion des situations d'urgence, et désigne parmi ceux*-ci les éléments importants* pour la protection. Les moyens matériels sont dimensionnés pour être mis en œuvre en temps utile et remplir la fonction qui leur est assignée dans la gest*ion de la situation d'urgence* ».
En application de l'article 6.4 de l'annexe de la décision [3], *« les moyens matériels identifiés pour la gestion* des situations d'urgence, situés à l'intérieur ou à l'extérieur de l'établissement, sont localisés, entreten*us, testés* et vérifiés régulièrement ».
Lors de l'exercice, qui s'est tenu en dehors des horaires de bureau, certains équipiers d'astreinte amenés à intervenir sur le terrain sont arrivés au local de gestion de crise en tenue de ville sans leurs chaussures de sécurité. Les armoires Post-Fukushima du BDS, ainsi que les camions PUI listent dans leurs inventaires un certain nombre d'EPI, tels que masques à cartouches, sur-tenues jetables, gants vinyles, casques, lunettes de sécurité, de protections auditives, …. Les inspecteurs ont constaté que les armoires Post-Fukushima étaient bien tenues à jour et vérifiées régulièrement. Les inventaires de ces armoires ne prévoyaient toutefois pas de chaussures de sécurité, de sorte qu'il aurait fallu pour les équipiers d'astreinte concernés aller les chercher dans un autre bâtiment. *A contrario*, pour le camion PUI-SR, dont la liste d'inventaire n'a pas pu être consultée pendant l'inspection, des bottes de sécurité étaient disponibles dans une des armoires. Demande B2.1 : Je vous demande de préciser les moyens mis en œuvre pour **garantir la possibilité**
au personnel amené à intervenir sur le terrain à pouvoir s'équiper rapidement de chaussures de sécurité en situation de crise. Demande B2.2 : Je vous demande de me transmettre le dernier inventaire réalisé des consommables et équipements requis dans le camion PUI-SR. L'article 1.4.1 de l'annexe de la décision n°2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie précise que *« les dispositions de maîtrise des risques d'incendie font l'objet de* contrôles, maintenances et essais périodiques conformément aux réglementations et normes applicables et aux exigences découlant de la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie ». Les inspecteurs ont constaté que l'extincteur présent dans le camion PUI n°1 n'avait pas été vérifié depuis mars 2021, alors que la réglementation oblige à une vérification tous les ans des moyens d'intervention et de lutte contre l'incendie.
Demande B2.3 : Je vous demande de vous assurer que les extincteurs présents **dans les camions** d'intervention PUI sont contrôlés conformément à la réglementation en vigueur et de me transmettre les dernières attestations des contrôles réglementaires des extincteurs présents dans ces camions.
## C. Observations C1 : Ergonomie Du Ltc
Les inspecteurs ont noté que l'ergonomie du LTC était différente de celle du simulateur où ont lieu habituellement les exercices de crise. En effet, le LTC du réacteur 1 est plus bruyant et moins ergonomique dans sa configuration et dans les moyens matériels disponibles, créant ainsi un cadre de travail moins hospitalier et moins bien connu des équipiers d'astreinte. Des améliorations dans ce local seraient souhaitables, particulièrement concernant la mobilité dans le local et avec les locaux adjacents
(porte d'accès au LTC difficile à manœuvrer et local non accessible sans clef depuis l'extérieur), la qualité audio des moyens de communication ou l'ambiance sonore de la ventilation.
## C2 : Stocks De Comprimés D'Iode Stable
Les inspecteurs ont constaté que le BDS et les camions PUI sont dotés de comprimés d'iode. Toutefois, les listes relatives au contenu des armoires post-Fukushima et des camions PUI font référence à nombre de boîtes de comprimés et non à un nombre de comprimés. Ainsi, selon l'inventaire de l'armoire Post-Fukushima n°3 (note EDF n° D5350/SQ/PUI/CO/042), il devait y avoir « 130 boîtes de comprimés d'iodes ». Or, les inspecteurs ont dénombré 13 boîtes de 10 comprimés d'iode. De même, l'inventaire du camion PUI n°1 (note EDF n° D455034-10/3926), indiquait « boîtes de comprimés d'iode » sans mention d'un nombre. L'inspecteur sur place a dénombré 4 comprimés d'iode, ce qui est cohérent avec le nombre de personnes mobilisables et mobilisées dans ces locaux. Nonobstant, la notion de boîtes ou de comprimés d'iode mérite d'être éclaircie et/ou précisée dans ces notes, ainsi que dans tous les autres inventaires concernés par la présence de comprimés d'iode. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi qu'à 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 également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjointe au chef de Division, Signé par Irène BEAUCOURT |
INSSN-LYO-2022-0379 | Lyon, le 5 mai 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-020981 ORANO Chimie Enrichissement Monsieur le directeur BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano CE - INB n° 168 - Georges Besse II Inspection n° INSSN-LYO-2022-0379 du 21 avril 2022 Thème : Incendie Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision 2014-DC-0417 de l'ASN du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
[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 en référence [1], une inspection de l'installation Georges Besse II (INB
n° 168) du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement de Pierrelatte a eu lieu le 21 avril 2022 sur le thème de la 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 de l'installation Georges Besse II concernait le thème de la maîtrise des risques liés à l'incendie. Les inspecteurs ont privilégié au cours de cette inspection la visite des locaux des usines nord et sud ainsi que de l'atelier REC2. Certains documents opérationnels ont été consultés ainsi que certains comptes rendus et gammes opératoires de contrôles et essais périodiques liés à des dispositions de maîtrise des risques d'incendie. Au vu de cet examen, les inspecteurs ont relevé que la maîtrise des risques d'incendie par l'exploitant était assez satisfaisante dans sa globalité et au regard des enjeux de l'installation. Toutefois les inspecteurs ont relevé des dysfonctionnements importants en matière de sectorisation incendie liés à des pratiques et des habitudes consistant à neutraliser les dispositifs de fermeture d'un certain nombre de portes coupe-feu assurant la sectorisation des locaux de travail ou des locaux industriels. Il conviendra de mettre fin à ces pratiques. Il est a noté également une certaine inertie à obtenir les autorisations d'accès à certains locaux pourtant nécessaires à la conduite d'une inspection sur le thème de la maîtrise des risques d'incendie.
## A. Demandes D'Actions Correctives 2 Eléments Importants De Protection (Eip)
Les inspecteurs ont demandé à consulter la liste des EIP à protéger d'un incendie au sens de l'article 1.3.1 de la décision [2]. L'exploitant a fourni une liste des locaux dont, pour certains, il est mentionné s'ils contiennent ou non des EIP à protéger des effets de l'incendie. Cette classification des locaux ne répond que partiellement à l'article de la décision et n'est pas opérationnelle face à un sinistre déclaré A1 : Je vous demande de m'indiquer **quels sont les EIP, parmi ceux présents dans la liste visée à**
l'article 2.5.1 de l'arrêté INB [3], qui sont à protéger des effets d'un incendie**, et de mettre en** œuvre des dispositions pour que ces EIP soient facilement identifiables par les équi**pes** d'intervention.
## Maîtrise Des Charges Calorifiques
L'article 2.2.1 de la décision [2] précise 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 aires d'exclusion ou d'autorisation d'entreposage de matières combustibles considérées dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie sont matérialisées par une délimitation continue, visible et permanente dans les locaux ou groupes de locaux ou à l'extérieur des bâtiments ».
Les inspecteurs ont visité un certain nombre de locaux de l'usine nord et ont relevé la présence de matières ou déchets combustibles dans un couloir servant notamment à l'évacuation du personnel en cas d'incendie et pouvant servir de point d'accès des secours en cas de besoin. Certains de ces matières ou déchets combustibles étaient entreposés sous un coffret électrique. D'autre part, lors de la visite les inspecteurs ont relevé la présence d'une flaque d'eau importante dans ce couloir sans qu'il ait été possible d'en déterminer l'origine. A2 : Je vous demande de procéder à l'enlèvement de toutes les **matières combustibles de ce couloir**
et de procéder à des rondes de surveillance dont vous déterminerez la périodicité afin de vous assurer de la vacuité de ces circulations.
A3 : Je vous demande de déterminer les causes de la présence d'eau dans **cette partie de**
l'installation et de procéder aux réparations si nécessaire.
Lors de la visite de l'usine sud, les inspecteurs ont visité le magasin d'entreposage de matériels implanté dans le CAB1. Il a été relevé la présence d'une aire grillagée au sein de laquelle était présente une quantité importante de matières combustibles. Une armoire électrique était présente au milieu d'un empilement de cartons contenant des matières également combustibles.
A4 : Je vous demande de délimiter des zones d'interdiction d'entreposage de matière combustible, notamment à proximité immédiate des armoires électriques, **en vous conformant aux** dispositions de l'article 2.2.1 de la décision [2].
Lors de la visite du local 1039 de l'usine sud, local implanté dans le CAB, servant au regroupement de déchets conventionnels dont des matières inflammables ou combustibles et à l'approvisionnement en produits divers, les inspecteurs ont relevé la présence d'une palette sur laquelle étaient placés des bidons d'huile. Il a été précisé à cet égard que cet entreposage était temporaire (huile liée à une opération ponctuelle sur les groupes électrogènes fixes). Ces bidons n'étaient pas sous rétention, alors qu'une consigne écrite et bien visible indique la nécessité de disposer de rétention pour tout entreposage de liquides, même temporaire. A5 : **Je vous demande de rappeler au personnel de veiller à respecter les mesures de prévention**
prévues par vos règles d'exploitation.
## Moyen D'Intervention Et De Lutte Contre L'Incendie
Lors de la visite du local 1039 de l'usine sud, les inspecteurs ont relevé l'absence d'extincteur à eau pulvérisée dans le local. Considérant la nature des combustibles pouvant être présents dans ce local, il convient de disposer également de ce type d'extincteurs. A6 : Je vous demande de **procéder à la mise en place d'extincteurs à eau pulvérisée en quantité au**
moins égale à celle imposée par les dispositions d'ordre général du code du travail **(art 4227-** 29). Vous conserverez les extincteurs à poudre présents.
## Organisation Opérationnelle
Les inspecteurs ont consulté quelques plans de l'installation ainsi que les plans d'intervention utilisés par les équipes d'intervention du site. Il s'est avéré que les plans contiennent des informations erronées, notamment sur la nature de certaines circulations internes aux bâtiments, certaines destinations de locaux mentionnées sur les plans d'intervention s'avèrent également inexactes. Lors de la manipulation des plans avec vos différents représentants, il est apparu que l'orientation géographique retenu par l'exploitant et l'orientation retenue par les équipes d'intervention étaient différentes. A7 : **Je vous demande de veiller à la mise à jour des plans d'intervention.**
A8 : Je vous demande de vous accorder avec les équipes d'interventi**on afin de retenir un**
fonctionnement identique en matière d'orientation des plans des bâtiments, que ce soient les plans de sécurité à disposition dans les installations, les plans utilisables par les équipes d'intervention sur le terrain ou les plans utilisés par l'exploitant au niveau de son poste de commandement local ou déporté.
Dispositions visant à éviter la propagation d'un incendie et à limiter ses conséquences : la
## Sectorisation 4
Les articles 4.1.1 à 4.1.5 de la décision [2] précisent les dispositions de sectorisation à appliquer dans une INB visant à éviter la propagation d'un incendie et à limiter ses conséquences.
Dans l'ensemble des usines, il a été relevé la mise en place de cales sur des portes coupe-feu, la dégradation de certains ferme-portes les rendant inopérants. Certaines portes ont fait l'objet d'un maquillage au moyen de peinture blanche de l'inscription « *Porte coupe-feu, à maintenir fermée* ». Ainsi, il a été relevé par exemple une rupture de sectorisation entre un sas contenant du linge en quantité, les vestiaires, les couloirs de circulation du niveau concerné, la cage d'escalier jusqu'à l'extérieur. De plus, ce sas, contenant du linge en quantité, ne disposait pas de dispositif de détection d'un incendie. Une cale a également été retrouvée sur la porte coupe-feu ne reposant plus sur sa ventouse, ce qui en situation d'incendie aurait remis en cause la qualité de la sectorisation. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que ces dispositions étaient liées à la « crise COVID » afin de permettre la ventilation des locaux de travail. Je vous rappelle que la bonne fermeture des portes coupe-feu dans les locaux de travail et industriels est une nécessité absolue afin de préserver la sécurité des occupants, la sûreté des installations ainsi que la facilitation de la progression des équipes de secours ayant à intervenir en situation d'incendie.
A9 : Je vous demande de rétablir sans délais la fonctionnalité de l'ensemble des portes coupe**-feu de**
l'établissement et de vérifier que ces prat**iques sont absentes sur les autres INB de la** plateforme.
A10 : **Je vous demande de me transmettre l'analyse qui vous a conduit à apporter des**
modifications sur les exigences de sectorisation des bâtiments.
A11 : **Vous analyserez ces écarts et vérifierez s'il ne s'agit pas d'un évènement significatif au titre**
de la sûreté, notamment concernant la porte retrouvée calée en zone contrôlée de l'usine sud.
A12 : Vous veillerez à sensibiliser le personnel sur les règles élémentaires de sécurité incendie à respecter dans l'installation.
## Voie D'Accès Et De Circulation
Lors de l'accès en zone contrôlée de l'usine sud, les inspecteurs ont emprunté une porte servant également de dégagement et ont relevé la présence d'un dispositif entravant le libre passage, situé en saillie sur la partie supérieure de la porte. Je vous rappelle qu'il n'est pas autorisé de réduire la largeur utile d'un dégagement de quelque manière que ce soit si le dispositif est placé à plus de 1,10 m du sol. A13 : Je vous demande de procéder à la mise en conformi**té de cet accès et de vérifier si d'autres**
accès sont concernés par la mise en place de tels dispositifs entravant la libre circulation et pouvant représenter un danger pour les personnels et les intervenants.
## B. Demandes D'Informations Complementaires 5 Détection Incendie Et Dispositifs De Sécurité Associés
Lors de la visite de la salle de conduite de l'usine nord, les inspecteurs ont relevé que la baie de regroupement incendie indiquait une alarme « dérangement » sur un secteur de l'installation. Le dérangement, correspondant à un défaut sur un détecteur de porte inter-tranche, a fait l'objet d'une demande de travaux le 11 avril 2022. En consultant le superviseur permettant de localiser précisément le détecteur en question, les inspecteurs ont relevé qu'aucune information n'était disponible sur ce dernier. Après consultation du cahier de quart, il a été relevé que ce dysfonctionnement était déjà indiqué le 1er avril. Les inspecteurs n'ont pas consulté les cahiers de quart antérieurs.
Lors de la visite de l'usine sud, les inspecteurs ont relevé qu'une porte coupe-feu n'était plus sur sa ventouse permettant de la conserver ouverte en fonctionnement normal mais maintenue ouverte au moyen d'une cale. Aucune anomalie n'était présente en salle de conduite de l'usine sud.
Je vous rappelle que l'article 3.1.3 de la décision [2] dispose que « **la défaillance** des systèmes et dispositifs de détection incendie et *des dispositifs de sécurité asservis fait l'objet d'une alarme reportée en un lieu où* une présence permanente de personnel de surveillance est assurée. » B1 : Je vous de m'indiquer pourquoi le défaut identifié sur **l'usine nord n'est plus indiqué sur l'outil**
de supervision de la détection incendie.
B2 : Je vous demande de m'indiquer pourquoi aucune alerte n'est **remontée en salle de conduite sud**
concernant le déclenchement de la fermeture d'une porte coupe**-feu.**
## Moyens D'Intervention Et De Lutte Contre L'Incendie
Lors de la visite des locaux contenant des pompes *Normetex* (locaux R2223 et RR2225), les inspecteurs ont relevé sur les portes une indication faisant mention de ne pas introduire de produits hydrogénés dans les locaux. Or ces locaux sont défendus par des installations d'extinction à mousse à déclenchement manuel (en salle de commande ou en local). Les inspecteurs ont consulté les fiches actions à disposition des intervenants en situation d'incendie. Il en ressort que ces documents ne mentionnent pas de manière très explicite la conduite à tenir en matière de déclenchement de l'installation d'extinction en situation d'incendie notamment au regard de l'affichage mettant en garde d'introduire des matières hydrogénées dans les locaux.
B3 : **Je vous demande de m'indiquer quelle doit être la conduite à tenir en cas de départ de feu et**
de la traduire de manière explicit**e dans vos documents d'aide à la décision à disposition des** intervenants.
Les inspecteurs ont consulté la gamme de contrôle du système de production de mousse en service dans ces mêmes locaux. Il ressort de l'analyse des documents transmis aux inspecteurs qu'aucune action ne concerne la partie « émulseur » du dispositif, du réservoir à l'injecteur-proportionneur. D'autre part, si des essais concernant le circuit d'eau semblent être réalisés, il n'en est pas de même sur la partie du circuit véhiculant l'émulseur. B4 : Je vous demande de m'indiquer comment vous vous assurez du bon **fonctionnement de**
l'injecteur-proportionneur d'émulseur dans le circuit produisant de la mousse.
## C. Observations 6
Moyens d'intervention et de lutte contre l'incendie C1 :Lors de la visite du parc tampon de l'usine sud, les inspecteurs ont relevé **la présence d'un**
extincteur non à jour de sa visite annuelle de contrôle périodique.
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 division Eric ZELNIO
Signé par |
INSSN-CAE-2022-0217 | Référence courrier : **CODEP-CAE-2022-022138** Caen, le 3 mai 2022 Monsieur le Directeur de la Direction de Projet Flamanville 3 Route de la Mine BP 28 50340 FLAMANVILLE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base - INB no 167 - Flamanville 3 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0217 du 20 avril 2022 Qualité des soudures des piquages dits « set-in »
Références :
[1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] - Courrier ASN CODEP-DCN-2021-041970 du 8 octobre 2021 - Traitement de l'écart portant sur trois soudures « set-in » du circuit primaire principal par l'installation d'un collier de maintien 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 20 avril 2022 sur le chantier de construction du réacteur no 3 de Flamanville sur le thème de la qualité des soudures des piquages dits « set-in ».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème de la qualité des soudures des piquages dits « set-in ». En effet, ces soudures de raccordement de trois piquages du circuit primaire principal (CPP) sont concernées par un écart de conception qui nécessite un traitement adapté. En ce sens, l'ASN a demandé à EDF par courrier en référence [2] de justifier la qualité de réalisation de ces soudures nécessitant des contrôles complémentaires. Pour répondre à cette demande, le fabricant a développé un procédé de contrôle par ultrasons dont les performances ont été établies sur une maquette représentative et dont la première mise en œuvre sur les soudures était programmée le jour de l'inspection. Les inspecteurs ont examiné en salle les conclusions des essais sur maquette et l'élaboration de la procédure de contrôle associée. Puis, ils se sont rendus sur le terrain pour observer les gestes de contrôles en face externe et interne d'une des trois soudures ainsi que sur la maquette. Ils ont également échangé avec vos représentants sur l'interprétation des films radiographiques des soudures du CPP sur la base de radiogrammes disponibles sur site.
Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que les essais réalisés sur la maquette d'une part et l'exécution des contrôles *in-situ* sur la soudure concernée d'autre part sont de nature à garantir la confiance sur la qualité de réalisation des soudures des piquages dits « set-in ». Néanmoins, ils considèrent que le seuil de notation associé à ces contrôles doit être abaissé pour assurer une documentation adéquate du contrôle et que certains éléments présentés par vos représentants sur la représentativité de la maquette doivent être vérifiés et documentés.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Abaissement Du Seuil De Notation Des Indications
Le fabricant a procédé à des essais sur une maquette représentative des soudures des piquages dits
« set-in » comportant plusieurs séries de trous à fond plat (TFP) de diamètre 5mm implantés dans la soudure à différentes profondeurs. Les enseignements tirés de ces essais ont fait l'objet d'une note de synthèse et ont conduit à la rédaction d'une procédure de contrôle par ultrasons.
Les inspecteurs ont relevé que le seuil de notation d'une indication avait été fixe à 100% de l'amplitude du réflecteur de référence dans la procédure de contrôle. Les représentants du fabricant ont expliqué que ce seuil avait été retenu en considérant que la section du réflecteur de référence (TFP de diamètre 5mm) était bien inférieure à celle du défaut inacceptable recherché (de dimension 5x10 mm) et donc que l'amplitude d'un éventuel défaut de type « manque de fusion » parallèle aux peaux dépasserait de manière certaine ce seuil de notation. Sur ce point, les inspecteurs ont rappelé que la démarche apparaissait appropriée mais que la typologie du réflecteur de référence (fond plat parallèle à la peau) optimisait l'amplitude de l'écho par rapport à un éventuel défaut de fabrication, ce qui pouvait remettre en cause la démonstration sur une mesure ponctuelle sans action complémentaire de caractérisation.
Lors de la réalisation de gestes de calibration sur la maquette, les inspecteurs ont relevé que l'écho du réflecteur de référence situé à 25mm de profondeur atteignait difficilement le seuil de notation. Face à ce constat, les inspecteurs ont demandé que le seuil de notation soit abaissé à 50% de l'amplitude du réflecteur de référence afin de garantir la prise en compte d'éventuels manques de fusion dont la réflectivité (orientation, état de surface) serait moindre que celle du déflecteur de référence, et ainsi documenter la détection de tels défauts et des gestes complémentaires de caractérisation associés. Au lendemain de l'inspection, EDF a transmis aux inspecteurs un relevé de l'ensemble des actions prises à l'issue de l'inspection indiquant que les contrôles seraient réalisés avec ce nouveau seuil de notation.
Demande II.1 : Transmettre les modes de preuve associés à la mise en œuvre de l'abaissement du seuil de notation.
## Représentativité De La Maquette Et Impact Des Réparations
Considérant que deux des trois soudures de piquages dits « set-in » ont fait l'objet de réparations multiples, avec pour l'une d'entre elles, une passe de finition selon le procédé de soudage dit « TIG manuel », les inspecteurs ont interrogé le fabricant sur la représentativité de la maquette et sur l'impact de ces réparations sur les performances des contrôles ultrasons développés. Le fabricant a indiqué qu'un dossier de représentativité de la maquette avait été élaboré et qu'il serait transmis aux inspecteurs. Néanmoins, il apparaît que ce dossier ne documente pas les justifications associées aux réparations et à la passe de finition susmentionnée.
Demande II.2 : Documenter et transmettre l'analyse d'impact **des réparations réalisées sur les**
soudures de production et de la passe de finition susmentionnée sur les performances des contrôles ultrasonores mis en œuvre.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part **sous un mois**, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de Division signé Jean-François BARBOT |
INSSN-LYO-2022-0503 | Référence courrier :
CODEP-LYO-2022-025675 Lyon, le 03/06/2022 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)
Inspections n° INSSN-LYO-2022-0503 du 25 avril et 05 mai 2022 Thème : « R.5.9 Inspection de chantiers - Arrêt pour simple rechargement du réacteur 2 Référence : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, deux inspections ont eu lieu les 25 avril et 5 mai 2022 sur la centrale nucléaire du Tricastin sur le thème « Travaux et modifications » dans le cadre de l'arrêt pour simple rechargement en combustible du réacteur 2.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
Dans le cadre du contrôle de l'arrêt pour simple rechargement (ASR) du réacteur 2 de la centrale nucléaire de Tricastin, les inspections des 25 avril et 5 mai 2022 avaient pour objectif de contrôler les travaux de maintenance sous les angles de la qualité de réalisation, de la sûreté, de la radioprotection et de la protection de l'environnement ainsi que le traitement d'écarts de conformité (EC). Au cours de cette inspection, les inspecteurs ont examiné les dossiers relatifs à certaines activités et des contrôles réalisés pendant l'arrêt, parmi lesquels :
- le contrôle d'alignement des tronçons, la vérification du couple de serrage et de l'absence de fuite aux raccords vissés de marque VEBEO et l'absence de fuite des raccords soudés du circuit d'eau de refroidissement d'huile des motopompes de secours (MPS) du système ASG,
- le contrôle de l'ancrage de la commande déportée sur l'organe 2RCV050VP (EC 540),
- le remplacement des têtes de détecteurs SEBIM (2RCP019 et 020AR) de conception monobloc et présentant des traces de bore, par des modèles bi-blocs,
- le contrôle du calage du circuit primaire principal (CPP), en particulier de la boucle 1 (butées B5 et B1)
à froid,
- le remplacement du moteur 2RCP001MO du Groupe MotoPompe Primaire n°1 (GMPP), en raison de la fuite d'huile constatée en novembre 2021,
- le traitement de l'EC 499 (par la disposition particulière (DP) 354 à l'indice 1) relatif aux défauts de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires de sous-tranches,
- le traitement de l'EC 584 relatif aux connecteurs SOURIAU 8NA 12-12 vissés et non serrés,
- le traitement apporté quant à des dérives des sondes de température RCP détectées à la suite d'essais périodiques lors du cycle précédent,
- l'intervention sur le générateur de vapeur n° 3 à la suite de la découverte et de l'extraction d'un corps migrant de plus de 9 grammes, Des compléments documentaires demandés par les inspecteurs pendant l'arrêt ont été depuis transmis par vos représentants et n'appellent plus de commentaires, à l'exception des points portant sur les déséquilibres de sondes de températures RCP et sur la présence de suintements de gasoil sur plusieurs raccords de tube en S
du groupe électrogène 2LHP201GE. Les demandes correspondantes figurent ci-après.
## A. Demandes D'Actions Correctives Suintement De Gasoil Au Niveau Des Raccords Des Tubes En S
Lors de la visite de terrain réalisée le 5 mai 2022, les inspecteurs ont relevé plusieurs traces de gasoil au niveau des raccords des tubes en S d'alimentation des pompes à injection des cylindres A du groupe électrogène (GE)
2LHP201GE.
A la suite de ce constat, un nouveau contrôle de fuite a été réalisé par vos équipes le 5 mai 2022 après l'assèchement des raccords d'alimentation en carburant du côté A du moteur et un démarrage forcé de la pompe 2LHP203PO (2,6 bars durant 1h). Cet essai a permis de conclure à l'absence de fuite et à la disponibilité du GE.
Néanmoins, les inspecteurs se sont interrogés sur les causes de la présence de suintement de gasoil uniquement sur un coté du GE (mais sur quasiment tous les raccords) et sur le fait que le groupe électrogène de secours 2LHQ201GE ne présentait aucun suintement. En réponse, vos représentants ont précisé que ces liaisons sont serrées chez le constructeur au couple de 30 N.m lors du montage de l'ensemble avant l'installation sur le moteur. Le programme de base de maintenance préventive (PBMP) associé à ces équipements ne préconise pas de couple de serrage pour ces liaisons. Toutefois, un ajustement du serrage à la main peut être réalisé pour résorber une éventuelle fuite. Si la fuite ne peut être résorbée le remplacement du joint est alors à entreprendre. Demande A1 : Je vous demande de prévoir des actions de vérification périodique de **l'absence de**
suintement de gasoil sur les GE du CNPE et de me tenir informé de toute nouvelle anomalie ainsi que **des**
décisions prises, le cas échéant.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Recherche De L'Origine Des Déséquilibres De Ligne Sur Les Liaisons Sonde/Convertisseur
Le dossier de préparation d'arrêt (DPA ind 01) mentionne l'activité de recherche du défaut engendrant la dispersion de quatre sondes 2RCP032, 045, 033 et 057MT. Ces défauts ont été identifiés à travers les essais périodiques et ont fait l'objet de l'établissement de quatre plans d'action (PA CSTA), respectivement numérotés 231317, 231314, 231311 et 231315. Le traitement de ces PA était donc initialement attendu sur l'arrêt.
Si une réfection des connectiques de la sonde 2RCP032MT a effectivement été engagée sur l'arrêt, il n'en est pas de même pour les trois autres sondes sur lesquelles les investigations menées ont conclu à la nécessité de leur remplacement. En outre, lors des essais périodiques EPA RCP 720 réalisés le 17 mai 2022, au redémarrage du réacteur (domaine AN/GV), une nouvelle sonde a été découverte dysfonctionnelle (2RCP060MT) et quatre modifications temporaires d'installation (MTI) sont donc posées à l'heure actuelle sur ces sondes (modification de l'ordre de câblage des fils afin de retrouver une absence de déséquilibre). Enfin, une cinquième sonde (2RCP049MT) présente également une anomalie. Il a été précisé aux inspecteurs qu'en tant que sonde dite « de réserve » celle-ci ne ferait pas l'objet d'un PA mais serait suivie via une demande de travaux (DT).
Il a été indiqué aux inspecteurs que les activités de remplacement de ces sondes ne pourraient être réalisées que lors de la VP 2023.
Demande B1 : Je vous demande de me transmettre le bilan détaillé des sondes de températures RCP
tranche 2 faisant l'objet d'une anomalie. Vous m'indiquerez **les actions retenues à la suite des** investigations menées pendant l'arrêt concernant l'origine de ces déséquilibres de ligne et le planning associé.
C. OBSERVATIONS
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-MRS-2022-0574 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-041503 Monsieur le directeur du CEA CADARACHE 13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE
Marseille, le 29 août 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base.
Lettre de suite de l'inspection du 21 avril 2022 sur le thème « confinement statique et dynamique » à l'installation nucléaire de base ATPu (INB 32)
N° dossier: Inspection noINSSN-MRS-2022-0574 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) [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 21 avril 2022 dans l'installation nucléaire de base ATPu (INB 32) sur le thème « confinement statique et dynamique ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent, rédigés selon le nouveau formalisme adopté par l'ASN pour renforcer son approche graduée du contrôle.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de l'installation nucléaire de base ATPu (INB 32) du 21 avril 2022 portait sur le thème « confinement statique et dynamique ».
Les inspecteurs ont examiné par sondage les contrôles réalisés par l'exploitant pour assurer le bon fonctionnement du confinement statique et dynamique du premier et deuxième système de l'installation. Ils ont également examiné l'avancement des actions du plan d'action du réexamen périodique concernant le système de ventilation. Les actions correctives concernant les récents évènements significatifs ainsi que le respect des engagements pris lors de précédentes inspections ont été abordés. Des fiches d'écart et d'amélioration (FEA) ouvertes par l'installation sur la thématique ont également été consultées. Les inspecteurs ont effectué une visite des cellules C1, C12 et C28 de l'installation pour contrôler visuellement l'état du confinement statique. Le système de ventilation a également pu être inspecté afin de vérifier la présence des registres, la présence des relevés ainsi que la cohérence des valeurs de dépressions de filtres avec les relevés réalisés par l'installation lors des contrôles. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que la gestion du confinement de l'installation est globalement satisfaisante. Les actions du réexamen sur la thématique, les engagements pris dans le cadre des réponses aux précédentes inspections ainsi que les actions correctives prises dans le cadre des comptes-rendus d'événements significatifs sont correctement suivis. Des compléments d'information sont cependant attendus concernant les mesures de colmatage des filtres ainsi que sur les suites données au traitement d'une fiche d'écart concernant la détection de défauts de fermeture sur un emballage de transport.
## I. Demandes À Traiter Prioritairement
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. Autres Demandes Défaut De Fermeture Mécanique Du Rd39
Les inspecteurs ont consulté par sondage des fiches d'écart et d'amélioration (FEA) portant sur la thématique du confinement. La fiche 2021-FEA–1307 consultée lors de l'inspection fait état de plusieurs défauts lors de deux réceptions de RD39 vides depuis l'installation de conditionnement des déchets solides (CDS) du site de Marcoule, respectivement les 16/09/2021 et 05/10/2021. Parmi les défauts, la fiche recense notamment :
la présence anormale de tarlatane sur les bouchons des anneaux de levage, un mauvais réglage du couple de la visseuse/deviseuse associée à l'emballage, des vis du capot serrées de façon excessive, un certain nombre de rondelles tordues, une vis non serrée, la présence de graisse excessive au niveau des taraudages, un clou coincé entre le capot et le couvercle.
Ces points sont des écarts à la notice d'utilisation de l'emballage de transport. Cette détection n'a pas fait l'objet d'une déclaration d'événement significatif. Un courrier d'information de l'ouverture de cette FEA a été envoyé à destination du site de Marcoule.
Demande II.1. : Transmettre le courrier d'information envoyé au site de Marcoule**, la réponse**
associée ainsi que les actions mises en œuvre à la suite de ces détections de nonconformités.
## Confinement Statique
Le chapitre 4 des RGE de l'installation valorise le bâtiment comme 3ème barrière de confinement statique. Lors de la visite d'installation, les inspecteurs ont constaté que la paroi vitrée, située entre le magasin et l'escalier permettant l'accès au sous-sol de l'installation, présentait des défauts d'étanchéités. Demande II.2. : Analyser l'impact de ces défauts **sur le confinement statique de l'installation** et le cas échéant, mettre en place des mesures compensatoires.
## Confinement Statique Et Dynamique Du Premier Et Du Deuxième Système
Les inspecteurs se sont intéressés aux contrôles et essais périodiques relatifs au maintien du confinement statique et dynamique du premier et du deuxième système. L'installation n'a pas été mesure d'identifier les contrôles de colmatage des filtres de soufflage de la première barrière, requis au titre du chapitre 11 des RGE. Dans les contrôles mensuels de surveillance du colmatage de ces filtres fournis lors de l'inspection, le repérage de ces filtres comportait des erreurs. Le filtre FEA_1009 était identifié comme un filtre de soufflage alors que les schémas de ventilation du rapport de sûreté de l'installation l'identifient comme un filtre d'extraction. De plus, le repérage n'indique pas systématiquement s'il s'agit de filtres valorisés pour la première barrière ou deuxième barrière. Demande II.3. : A) Corriger le modèle de fiche de contrôle mensuel du colmatage en conséquence.
B) Fournir la liste exacte des filtres de soufflages valorisés au titre de la première barrière de confinement ainsi que ceux valorisés au titre de la deuxième.
C) Transmettre pour chacun de ces filtres les mesures de perte de charge et de débit pour le premier semestre 2022.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Réponse À L'Asn
Cette inspection n'a pas donné lieu à des constats ou observations n'appelant pas de réponse. Vous voudrez bien me faire part, sous trois **mois**, et selon les modalités d'envois figurant ci**-dessous**, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive (zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/. Le lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-BDX-2022-0015 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2022-028758 Monsieur le directeur du CNPE du Blayais BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE
Bordeaux, le 9 juin 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.** CNPE du Blayais : **Compétences, formations et habilitations des équipes de conduite**
N° dossier: Inspection n° **INSSN-BDX-2022-0015 des 14 et 15 avril 2022**
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**] D5150NASMQMP70015 ind2 : Note référentiel « Le Management des compétences au** CNPE du Blayais » ; [4] **UFPI: Note d'organisation et du fonctionnement du service commun de formation de**
Blayais ;
[5] **D5310RES400722 : Sortie de domaine par température basse en AN/GV lors de la**
convergence de la tranche 4 de Paluel.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu les 14 et 15 avril 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais sur le thème « R.1.1 FOH, processus de management des compétences ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème de la gestion des compétences des équipes de conduite. Les inspecteurs ont examiné le contenu et le déroulement du programme de formation, les bilans des formations déjà réalisées et l'élaboration de la demande locale de formation destinée aux agents de la conduite. En parallèle, les inspecteurs ont mené plusieurs entretiens d'explicitation avec différents métiers de la conduite et des managers du service Conduite et du service commun de formation (SCF). Les inspecteurs ont également procédé à une mise en situation en salle d'un agent et sur simulateur d'une équipe de conduite constituée. Il résulte de cette inspection que l'organisation mise en place par le CNPE pour assurer la formation des agents de la conduite est satisfaisante. Les inspecteurs ont par ailleurs noté une bonne qualité documentaire des différentes notes d'organisation du CNPE en lien avec le thème de l'inspection (note d'organisation du management des compétences du site, note d'organisation du service Conduite, note d'organisation du SCF). Les principaux résultats relevés lors de l'inspection menée en 2020 (INSSN-BDX-2020-0015) sur le thème du management des compétences ont été confirmés, à savoir un SCF plutôt efficace et un processus de « Management des Compétences » robuste. Les inspecteurs ont noté le maintien d'une bonne dynamique dans l'appropriation des référentiels « Systematic Approach for Training » (SAT) et une consolidation du rôle des principaux acteurs du processus de gestion des compétences au sein des services (appuis formation, référents Métier, formateurs appairés…). Ils ont également noté l'existence de réunions des collectifs (RC) métiers qui constituent des instances d'échanges sur des thématiques techniques et d'organisation appréciées par les différents profils de la conduite (CE, PT, CED, DSE, OP). Les inspecteurs notent favorablement l'élaboration de la demande locale de formation des agents de la conduite qui se base largement sur l'analyse du retour d'expérience (REX) d'exploitation des réacteurs et reflète la volonté du service Conduite de pallier certaines difficultés (comme les régulations de la puissance et de la température ou l'application des fiches de manœuvre en local).
De même les inspecteurs soulignent positivement l'action entreprise par le service Conduite en collaboration avec le SCF pour renforcer la maîtrise de la réactivité par la mise en place d'un programme de formation pluriannuel alimenté par le REX récent local et national. Cependant, les inspecteurs estiment que ces formations mériteraient d'être complétées par les remontées du terrain issues des comités de formation (CF) des équipes de conduite, des observations en situation de travail de ces agents (OST) et des visites managériales du terrain (VMT). En effet, les inspecteurs ont constaté un affaiblissement dans la tenue et le contenu des CF des équipes de conduite qui n'exploitent pas pleinement ces OST et VMT. Ils ont remarqué aussi l'absence de demandes locales de formation concernant le lignage et la consignation. Pour ce qui concerne les moyens mis en place par le CNPE pour assurer la formation des agents de conduite, si le SCF du Blayais est à sa cible en terme de formateurs à la conduite, la présence d'un seul simulateur en version « VD3 » s'est avéré un facteur limitant pour la planification des formations (plus particulièrement pour les formations « VD4 » qui devaient être mises en place sans trop interférer avec le programme de maintien de compétences conduite (MCCO)) avec lesquels les managers ont dû composer, notamment en faisant appel à d'autres sites (CNPE de Gravelines et de Dampierre).
Enfin, lors des mises en situation en salle et sur simulateur de conduite, les inspecteurs ont pu constater le bon fonctionnement du collectif de l'équipe Conduite où le rôle de chacun a été globalement respecté. L'équipe de conduite inspectée a adopté une démarche prudente dans l'exploitation du réacteur et s'est appuyée sur une bonne connaissance de l'installation et des phénomènes physiques qui la régissent. Les inspecteurs ont en revanche relevé quelques lacunes dans le portage de la surveillance de la salle de commande (SdC) et le tour initial de bloc.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement** Sans Objet Ii. **Autres Demandes** L'Article Suivant De L'Arrêté [2] Dispose :
- **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 (…).
- **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… ».
- **Art. 2.4.1**. « I. - L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. Ce système a notamment pour objectif le respect des exigences des lois et règlements, du décret d'autorisation et des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que de la conformité à la politique mentionnée à l'article 2.3.1. »
- **Art 2.4.2 «** L'exploitant met en place une organisation et des ressources adaptées pour définir son système de management intégré, le mettre en œuvre, le maintenir, l'évaluer et en améliorer l'efficacité. Il procède périodiquement à une revue de son système de management intégré dans le but d'en évaluer la performance, d'identifier les améliorations possibles, et de programmer la mise en œuvre des améliorations retenues. ».
## Planification Des Formations À La Conduite
Les inspecteurs ont pu apprécier au cours des entretiens le bon niveau de maillage entre le service Conduite (Maitrise d'ouvrage pour les besoins en formations des acteurs de la conduite) et le SCF
(Maitrise d'œuvre dans le domaine des solutions formatives). Ils ont noté notamment une forte implication de l'appui formation conduite (AFCO) au travers de réunions mensuelles Conduite / SCF. Les demandes de formations réactives adressées au SCF par la Conduite ont pu souffrir de délais de réponse jugés parfois excessifs par les personnes interviewées, mais les échanges réguliers entre les deux parties ont permis à la Conduite de prendre acte que nombre de ses besoins en terme de formation pouvaient trouver des réponses en interne par des dispositifs tels que le transfert de savoir-faire, le compagnonnage ou encore la doublure sur les activités.
La prise en charge de la planification des formations par une entité du SCF a le mérite de soulager les manageurs de la Conduite à qui cette tâche était attribuée avant le déploiement du programme Compétences. Cependant, cette délégation de tâche de planification crée des interfaces supplémentaires inter-services et engendre des besoins importants en termes de communication. Il existe en effet toujours un risque que les personnes du SCF en charge de la planification ne soient pas systématiquement au fait des exigences et contraintes internes et spécifiques à la conduite, qui se sont accrues notamment lors du passage au gréement de l'équipe situation extrême (ESE). Dans cette nouvelle organisation, la disponibilité des acteurs de la conduite pour s'inscrire et suivre les formations s'est en effet restreinte de manière significative. Les inspecteurs considèrent que le SCF
doit être en mesure d'adopter et de faire évoluer ses méthodes de planification des formations afin de rester en permanence en phase avec l'évolution des contraintes du service Conduite. Demande II.1 : Etablir un bilan des méthodes de planifications des formations proposées par le service commun de formation et s'assurer de leur compatibilité avec les évolutions de la disponibilité des agents du service Conduite.
## Solutions Formatives Complémentaires Ou Compensatoires
L'année 2020, avec ses évènements majeurs (adoption par les équipes de conduite de l'organisation ESE au mois de janvier qui a contraint les équipes de quart, crise sanitaire), a engendré de fortes perturbations dans les plannings de formation qui ont plus particulièrement touché les opérateurs en salle de commande. Le SCF du Blayais en collaboration avec le service Conduite, appuyés également par des orientations de la Direction de la production nucléaire d'EDF (DPN) destinées à assouplir certaines exigences dans les parcours de formations, ont su mettre en place ou renforcer un certain nombre de dispositifs de facilitation pour les parcours de formation (séances libres sur simulateur, occupation de créneaux en soirée « trace 5 » du simulateur). Le dispositif majeur qui a été porté à la connaissance des inspecteurs est un système d'équivalence concrétisé par des fiches de traitement de thèmes (FTT). Ces supports ont permis de palier l'annulation de certaines formations sur simulateur, en proposant aux agents de travailler avec des supports pédagogiques papiers ciblés sur des thèmes techniques spécifiques. Après auto-évaluation de ses acquis par l'agent, le manager première ligne (MPL) pouvait décider de valider l'équivalence.
Les inspecteurs considères que les critères de validation d'une FTT (temps d'échange en présentiel obligatoire avec le MPL, …) ne sont pas clairement identifiés.
Demande II.2 : Préciser les critères requis pour l'attribution des équivalences de formation au travers des fiches de traitement de thèmes.
Les inspecteurs ont toutefois noté que ce principe des FTT était globalement apprécié par le personnel de la conduite.
Les inspecteurs ont cependant souhaité savoir précisément dans quelle mesure les FTT ont compensé sur un plan qualitatif l'absence de certaines séances sur simulateurs et quelles dispositions ont été mises en place pour tirer le retour d'expérience de l'application de ces fiches au niveau du CNPE. Les inspecteurs considèrent ne pas avoir eu de réponses précises à ce sujet au cours des entretiens. Demande II.3 : Préciser les dispositions mises en œuvre pour recueillir et capitaliser le retour d'expérience de l'apport et des limites de l'utilisation des fiches de traitement de thèmes pour compenser les séances de formation supprimées sur simulateurs. Les inspecteurs ont également souhaité connaitre précisément les suites officiellement données à ces FTT par la direction du site. Ils se sont interrogés sur la pérennisation de ces supports, notamment s'ils resteront mobilisables exclusivement dans des situations à caractère exceptionnels ou au contraire si leur utilisation sera généralisée et laissée à la main des manageurs. Les inspecteurs s'interrogent notamment sur la tentation que pourraient avoir les manageurs à recourir de plus en plus à ces modalités de formation alternatives, plus souples mais potentiellement moins complètes, pour remplacer des séances sur simulateurs rendues trop compliquées à programmer et trop chronophages compte tenu des disponibilités de plus en plus restreintes des agents de la conduite.
Les inspecteurs considèrent que les informations données par vos représentants en réponse à cette interrogation étaient imprécises. Demande II.4 : Préciser les choix et les orientations stratégiques du CNPE quant aux conditions et limites d'utilisation des fiches de traitement de thèmes par les manageurs. Toujours dans le domaine des méthodes de formation complémentaires ou alternatives, les inspecteurs ont pu entendre les réserves émises par certains de leurs interlocuteurs sur le principe du e-learning. Il est selon eux très difficile voire impossible lorsqu'ils sont en quart de faire une séance de e-learning dont certaines durent plus d'une heure. Compte tenu de la liste importante des formations proposées en e-learning, les inspecteurs questionnent la suffisance du temps réservé pour ce type de formation en autonomie. De plus, des cas concrets de contenu de e-learning inadaptés aux besoins de la conduite, comme par exemple le e-learning sur la conduite en situation de « plage de travail basse » (PTB) du RRA, ont été portés à la connaissance des inspecteurs. Demande II.5 : Effectuer un bilan du déploiement du e-learning au service Conduite en identifiant et en objectivant les freins rencontrés par les différents acteurs. Transmettre à l'ASN ce bilan et les enseignements que vous en tirez au niveau local.
Efficacité des réunions compétences formation (RCF) au niveau des équipes de conduite La RCF propre à chaque équipe de conduite (RCF1 niveau « équipe »), présidée par le chef d'exploitation (CE), a pour objectif d'identifier les besoins de professionnalisation des membres de l'équipe (basés notamment sur les analyses des OST, du REX, des bilans de stage, des remontées de terrain, des modifications matérielles…), de décider des actions prioritaires à mener pour répondre aux besoins et d'en suivre l'avancement et l'efficacité. Les inspecteurs ont vérifié par sondage la tenue des RCF1 de plusieurs équipes de quart. Ils ont noté que leurs comptes rendus (CR) sont très peu renseignés. Les rubriques correspondant à l'expression des nouveaux besoins de compétence, au suivi des actions demandées dans l'équipe ou au retour sur les formations suivies sont souvent vides. L'ordre du jour de ces RCF1 ne prévoit pas l'analyse des OST et des VMT réalisées dans le trimestre écoulé, contrairement à ce qui est mentionné dans la note [3]. Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé une faible participation des formateurs appairés aux équipes de quart aux RCF1 de leurs équipes respectives. Les inspecteurs doutent de l'efficacité des RCF1 au niveau des équipes de quart telles qu'elles se déroulent actuellement et s'interrogent sur le niveau d'implication des CE dans leur tenue. Demande II.6 : Respecter les exigences de la note de management [3] lors de la tenue des réunions de compétences formation au niveau des équipes de quart, notamment la bonne préparation de ces réunions par les chefs d'exploitation, l'analyse des observations en situation de travail, des visites managériales terrain et la présence des formateurs appairés.
## Remontée Des Besoins De Formation Des Équipes De Conduite
Le service Conduite formule annuellement sa demande locale de formations à intégrer dans le programme de maintien de compétences Conduite (MCCO) après un examen du REX local, notamment les difficultés récurrentes rencontrées en situations de travail (transitoires et activités sensibles ou gestes rares), et après la prise en compte des besoins divers (bilans locaux, entraînements aux modes opératoires rares à fort enjeu sûreté, besoins remontés lors des RCF des équipes et collectifs métiers de la conduite, évolution des exigences, du prescriptif). Pour l'exercice 2021-2022, le service Conduite a élaboré une liste détaillée des besoins de compétences issus de l'analyse des évènements locaux, de l'analyse des RCF2 (RCF niveau service Conduite) et des besoins transverses et généraux qui sont reconduits tous les ans. Les thèmes principaux sélectionnés sont : la maîtrise de la réactivité, l'ancrage des fondamentaux de la conduite, la surveillance en salle de commande et l'étude et résolution des problèmes (ERP).
Les inspecteurs ont noté positivement la qualité du travail réalisé par le service Conduite pour élaborer une demande locale de formations structurée autour d'une liste d'objectifs clairs et précis. A titre d'exemple, les demandes concernant la maîtrise de la réactivité sont découpées en objectifs pédagogiques bien identifiés et atteignables selon un plan de formation pluriannuel. Néanmoins, les inspecteurs ont remarqué que les demandes locales de formations aussi riches qu'elles soient, n'intègrent pas explicitement les axes de progrès identifiés en amont par les formateurs et capitalisés dans les bilans locaux de formations dispensées par le SCF. A titre d'exemple, le bilan annuel local de formations dispensées en 2019-2020 fait état d'un taux d'échec d'environ 50% dans la maîtrise par les stagiaires de la conduite du réacteur vers la recherche de criticité (divergence) sans que les demandes locales de formations relatives aux campagnes 20202021 et 2021-2022 n'identifient un besoin particulier de formation sur ce transitoire sensible. Par ailleurs, les inspecteurs ont remarqué un manque d'exploitation des OST et des VMT dans l'analyse des besoins de formation des équipes de conduite. Les OST et les VMT ne sont pas retranscrites dans les CR des RCF1 des équipes de conduite à l'instar de ce qui est pratiqué dans le service sûreté-qualité (SSQ) qui mène une analyse globale des points faibles détectés lors de la réalisation des OST et des VMT sur la période précédant la tenue des RCF1. Interrogés sur ce point, les interlocuteurs du service Conduite ont fait part aux inspecteurs de la difficulté d'extraire les OST et les VMT puisqu'elles sont renseignées sous format papier contrairement au SSQ où elles sont renseignées numériquement. Demande II.7 : Intégrer dans l'analyse des besoins de formation des équipes de conduite les signaux faibles issus des observations en situation de travail, des visites managériales terrain et du bilan annuel de formations dispensées par le service commun de formation.
Les inspecteurs ont également constaté qu'aucune demande locale de formation dans le domaine du lignage ou de la consignation (mise en sécurité des installations) ne figure dans les RCF consultés. Or, ce sont des activités qui s'inscrivent dans le cadre de la prévention des risques et qui peuvent être à l'origine d'événement significatif pour la sureté ou d'accident du travail. Demande II.8 : Identifier les besoins de formation dans le domaine du lignage et de la consignation lors des prochains comités de formations des personnels du service de la conduite.
## Mesure De L'Efficacité Des Formations
Les inspecteurs ont examiné les comptes rendus des derniers RCF1 OP (opérateurs) et ont relevé l'absence de retour de satisfaction des stagiaires pour les formations nationales réalisées dans le trimestre et ainsi que l'absence de mesure dans les rubriques « efficacité formation » et « efficacité terrain » pour les formations et entrainements locaux.Lors de l'inspection menée en septembre 2020 sur le thème du management des compétences, les inspecteurs avaient déjà relevé une difficulté générale des managers à établir un lien entre l'efficacité d'une formation dite académique (formation nationale et formations du plan de formation de l'établissement (PFE)) et les performances d'exploitation. Ce constat avait fait l'objet d'une demande dans la lettre de suite (CODEP-BDX-2020050648) en vue d'obtenir un bilan des difficultés rencontrées par les managers relatives aux mesures d'efficacité des formations en lien avec la performance d'exploitation et en corrélation étroite avec le processus de retour d'expérience. Dans le cadre de sa réponse, le CNPE n'a pas établi le bilan demandé mais a expliqué que les entretiens d'agents en retour de formation sur des formations habilitantes étaient réalisés et complétés par des OST. Le CNPE a précisé dans sa réponse que les retours d'efficacité de niveau 2 et 3 étaient enregistrés dans les RCF1 et RCF2 et que les mesures d'efficacité de niveau 3 étaient également enregistrées dans l'outil d'enregistrement des activités « Caméléon ». Les inspecteurs ont cependant noté que ces difficultés persistaient, notamment en relevant l'absence d'enregistrement des mesures d'efficacité des formations dans les comptes rendus de RCF1 OP.
Par ailleurs dans sa réponse à cette même lettre de suite, le CNPE précisait que la mesure d'efficacité des formations faisait partie des préoccupations des manageurs et que pour faciliter la mesure d'efficacité de niveau 2, une fiche à remettre par le MPL à l'agent, de retour de formation, était à disposition des métiers. Or, dans le cadre de leurs échanges avec différents manageurs, les inspecteurs ont noté que, pour certains d'entre eux, la demande de procéder à des évaluations d'efficacité des formations ne leur était pas toujours clairement adressée. Demande II.9 : Transmettre à l'ASN un bilan permettant de clarifier d'une part les raisons des difficultés persistantes dans l'enregistrement des mesures d'efficacité des formations, notamment dans les réunions de comité de formation de niveau 1 au sein de la conduite, et d'autre part de préciser dans l'organisation du service Conduite, quels sont les manageurs (chefs d'exploitation, chefs d'exploitation délégué, délégués sécurité exploitation) dont la mission est de réaliser ces mesures d'efficacité de manière systématique.
## Entrainement Au Pré-Job Briefing (Pjb)
Depuis la campagne de formation de 2018-2019, les bilans annuels du programme de MCCO font systématiquement état d'une réalisation incomplète du PJB lors des entrainements sur simulateur :
« *Il a été relevé une confusion et parfois un amalgame entre la préparation de l'activité et le PJB avant* l'intervention », « Le PJB est encore loin de l'attendu et nécessite encore du travail pour que l'ensemble des acteurs le mettent en œuvre naturellement **» ou «** *Le déroulement du PJB est parfois réduit à la lecture de la* fiche d'aide au PJB, sans véritable appropriation des risques au préalable **».** Dans sa propre analyse des lacunes concernant l'animation du PJB, le service Conduite estime que le temps des scénarios déroulés sur simulateur est malencontreusement optimisé pour observer les phases de conduite où l'équipe est dans l'action au détriment des phases de préparation et d'appropriation de l'activité. En conséquence, le Service Conduite a acté dans sa demande locale de formations relative à la campagne 2020-2021 l'importance de laisser le temps nécessaire aux agents pour préparer correctement leur activité puis animer le PJB lors des séances de conduite sur simulateur. Les inspecteurs constatent que le SCF ne partage pas ce constat. Les inspecteurs rappellent l'importance du PJB qui constitue une parade lors de la réalisation des transitoires sensibles d'exploitation. Le REX récent du parc en exploitation [5] confirme la nécessité de respecter cette exigence. Le service Conduite doit définir le référentiel permettant de la déployer en formation et veiller à sa bonne application en formation et sur tranches. Demande II.10 : Analyser les difficultés d'animation et de bon déroulement du pré-job briefing lors des formations sur simulateur. Définir le référentiel permettant de déployer pleinement cette exigence en formation.
## Positionnement Et Formation Des Pilotes De Tranche (Pt)
La demande locale élaborée par le service Conduite pour couvrir la campagne de formations 20202021 a accordé une journée supplémentaire à chaque PT pour s'exercer au pilotage du réacteur. Le service Conduite a justifié la reconduite de cette proposition, initialement prévue pour permettre une transition souple du rôle des anciens OPT (opérateur pilote de tranche) vers le rôle de PT, par le souhait des PT de la conserver. Le bilan du programme de MCCO de 2020-2021 fait état de « *quelques cas de débordement du rôle de* PT sur celui des OP. Le PT prend à sa charge des actions de pilotage sans se coordonner avec les OP en charge du transitoire. Le PT manque parfois de leadership pour bien coordonner les actions des opérateurs. Les points encore à travailler pour la population de PT sont la prise de recul et la systématisation du tour de bloc… **».** Après la clarification, par l'animation nationale du métier du PT, des exigences associées à ce métier, le service Conduite à recentré la demande locale de formations 2021-2022 sur le rôle de supervision sans devoir toucher au bloc comme prévu par le référentiel de ce métier. Cependant, dans sa réponse au service Conduite pour animer la journée supplémentaire dédiée aux PT, le SCF lui a proposé que les PT prennent la place des OP et exercent seuls la mission de pilotage du réacteur sur simulateur. L'ASN considère qu'il est essentiel de former les PT sur leur rôle de superviseur selon le référentiel de ce métier défini dans la nouvelle organisation des équipes de conduite. Demande II.11 : Appliquer le référentiel métier relatif aux pilotes de tranche et adapter le contenu des formations locales pour le satisfaire pleinement.
## Disponibilité Et Suffisance Du Simulateur De Conduite Pleine-Échelle Sur Le Site
Le SCF du CNPE du Blayais est doté d'un simulateur de conduite pleine-échelle permettant à l'ensemble des équipes de s'exercer sur la conduite des quatre tranches du site. Ce simulateur unique installé sur le site du Blayais et configuré actuellement en « VD3 »
conformément à l'état technique des tranches mais n'est pas de ce fait adapté à la simulation les modifications matérielles prévues dans le cadre de la « VD4 », auxquelles les agents de conduite seront formés prochainement.
Par ailleurs, les inspecteurs ont pu constater que l'organisation du roulement des agents de conduite à six équipes de quart conjugué à la mise à disposition d'un seul simulateur sur le site n'est pas de nature à favoriser l'entrainement des équipes de quart en dehors du programme obligatoire de MCCO dans le but de pallier les difficultés intrinsèques propres à chaque équipe et renforcer son collectif. A titre d'exemple, les inspecteurs notent que la mise en situation de l'équipe de conduite inspectée a été la première occasion pour cette équipe de travailler la dimension collective des compétences et le rôle de chacun suite à l'intégration du nouveau CE à la tête de l'équipe. Les créneaux d'utilisation libre du simulateur par les agents du quart se réduisent aux week-ends et aux nuits. Quant aux entrainements « juste-à-temps », ils souffrent d'un planning chargé d'occupation du simulateur pour assurer le programme de MCCO. Demande II.12 : Adapter l'organisation des équipes et investir dans les moyens matériels de formation permettant d'assurer les entrainements nécessaires au bon déroulement des transitoires d'exploitation par les équipes de quart.
## Formations Au Management
Les inspecteurs ont examiné les modalités d'accompagnement en termes de formations pour permettre la montée en compétence de la population des DSE sur le volet management. C'est en effet une part importante de l'activité des DSE qui ont l'ensemble des agents de terrain sous leur responsabilité. Les formations au management « MG19 » et l'académie métier responsables d'équipes (AK RE) sont proposées notamment aux DSE et aux CED avec des retours plutôt positifs de la part des stagiaires. Les interlocuteurs des inspecteurs ont précisé au cours des échanges que les jeux de rôles proposés dans l'AK RE pour mettre par exemple les stagiaires dans des situations inconfortables dans leur position de manageurs leur étaient apparus très utiles.
Le CNPE affiche la volonté que tous les DSE suivent l'AK RE même s'il ne s'agit pas d'une formation habilitante. Les inspecteurs partagent l'intérêt de ces types de formations. Ils considèrent qu'elles doivent être systématiquement intégrées dans le parcours de formation des manageurs de la conduite et à ce titre, être enregistrées dans des supports tels que le carnet de compagnonnage. Faute de temps, le jour de l'inspection, les inspecteurs n'ont pas eu l'opportunité de consulter les carnets de compagnonnage des DSE pour vérifier ce point. Demande II.13 : Transmettre à l'ASN la dernière version du carnet de compagnonnage des délégués à la sécurité en exploitation, complétée par les formations ciblées sur les activités de management dont l'académie métier responsables d'équipes (AK RE).
## Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn Note De Management Des Compétences
Observation III.1 : **Les inspecteurs ont examiné le contenu de la note [3] qui décrit l'organisation et** les attendus du management des compétences sur le CNPE. Cette note décline le guide de management des compétences à la DPN et décrit les spécificités locales du CNPE. La note présente de manière claire et synthétique les outils du management des compétences. Cela concerne notamment l'adjoint/appui compétences, le correspondant formation, le chef de section ou MPL, les acteurs de la compétence à la conduite, le responsable d'équipe, le référent métier, les maîtres d'apprentissage et de professionnalisation, les formateurs métier à temps partiel, etc… Les inspecteurs attirent l'attention du CNPE sur le fait que le référentiel métier du consultant facteur humain (CFH) intègre pleinement dans ses missions le domaine « Développement des compétences des acteurs et instances opérationnelles » qui comporte des actions concrètes telles qu'accompagner les formateurs à l'intégration des aspects « facteur humain » dans les formations, transférer ses connaissances et savoir-faire pour donner de l'autonomie aux opérationnels et piloter et intervenir dans les journées thématiques liées aux leviers de la sûreté. A ce titre, la mission de CFH mérite d'être citée dans la note de management des compétences parmi les acteurs de la compétence. Portage managérial Observation III.2 : **Le CNPE du Blayais tend à étendre le portage du management des compétences**
aux pilotes de tranche en leur attribuant progressivement des actions d'OST vis à vis des opérateurs de conduite. **Les inspecteurs voient une certaine cohérence dans cette évolution car sur un plan**
technique, l**e PT est probablement plus à même de valider les compétences des opérateurs que le**
CED. Cependant, les inspecteurs notent que sur un plan historique, les PT de Blayais ont un volet technique plus affirmé que sur d'autres CNPE et que par ce fait, ces derniers sont moins enclins à assumer une posture managériale à l'encontre des opérateurs de la conduite. **Il est donc primordial**
que cette évolution, si elle se confirme, fasse l'objet d'une méthode d'accompagnement au changement robuste adressée au collectif de la conduite. Observation III.3 : **Les inspecteurs ont pu relever au cours des entretiens la forte implication au sein** du service Conduite des référents métiers dans le parcours de formation des acteurs de la Conduite. Cette évolution apparaît en phase avec les attentes de la DPN, notamment au travers du projet « START 2025 ». Cependant les inspecteurs rappellent que les personnes qui valident au final ces différents parcours de formation restent les manageurs (CE, DSE…). Pour cela, ces derniers doivent être en mesure d'avoir à leur connaissance toutes les étapes clés des parcours de tous les agents placés sous leur responsabilité, avec leurs points forts et leurs points faibles. Des exemples récents de « pertes en ligne » (alertes dans les FAP non traitées, signaux faibles non perçus…) ont pu mettre en évidence les conséquences potentielles d'un suivi en décalé des cursus de formation par les MPL
en quart. Les inspecteurs considèrent que les organisations de travail différentiées des référents métiers (en journée) et des manageurs (en quart) ne doivent pas générer de zones d'ombres ou omissions dans les informations portées à la connaissance des manageurs par les référents métiers qui soient susceptibles de dégrader le suivi par le MPL et de fragiliser le processus d'habilitation..
## Formations Aux Modifications Matérielles
Observation III.4 : **En dépit de contraintes en termes de moyens sur simulateur, le CNPE a été en** capacité d'assurer l'ensemble des formations spécifiques pour les prochaines visites décennales sur les tranches 1 et 2. Ce point très positif met en valeur la qualité globale des coopérations entre le SCF et le service Conduite. Cependant, les inspecteurs considèrent que l'efficacité des RCF1 et RCF2 de la conduite doit être interrogée sur la remontée des besoins de formations en lien avec certaines modifications matérielles. A titre d'exemple, concernant la formation au pilotage des diésels d'ultime secours (DUS), le SCF a assuré qu'il ne recevait plus d'expression de besoin collective de la part de la conduite. Or, les inspecteurs ont pu noter que plusieurs agents de la conduite n'avaient jamais eu la formation sur le DUS ou étaient toujours en attente de formations complémentaires, notamment sur l'interface homme machine (IHM) du DUS qui a été modifiée. Les échanges réguliers entre la conduite et le SCF doivent permettre de s'assurer que l'absence de demande collective formalisée dans certains domaines ne masque pas un nombre important de demandes individuelles qui seraient restées sans suite.
## Pratiques De Fiabilisation Des Interventions (Pfi)
Observation III.5 : **Le CNPE progresse dans la mise en œuvre des PFI. Les inspecteurs ont été**
informés que les étapes de l'acceptation et de compréhension du sens de ces pratiques étaient désormais acquises. Cette évolution a été facilitée par l'arrivée de nombreux nouveaux arrivants sur le CNPE qui ont déjà intériorisé les PFI tout au long de leur cursus de formation. Le CFH rencontré précise cependant qu'il reste encore du travail à faire dans ce domaine. Par ailleurs les inspecteurs attirent l'attention sur le fait que si l'application des PFI « en mode réflexe » induit une volonté de les systématiser, elle ne doit pas se traduire par une application « automatique » qui peut être déconnectée du traitement cognitif qu'elle est censée renforcer (concentration, mémorisation, conscience du geste). A chaque fois qu'elles sont mobilisées, les PFI doivent garder leur sens premier pour l'intervenant à savoir l'aider à se focaliser lors de son intervention sur les risques d'erreurs et de leurs conséquences sur les enjeux de sûreté et de sécurité.
## Observations En Situation De Travail (Ost)
Observation III.6 : **Lors de l'inspection menée en septembre 2020 sur le thème du management des** compétences, les inspecteurs avaient pu relever que les observables issus du référentiel Systematic Approach for Training (SAT) étaient mieux intégrées dans les pratiques des managers, même si des difficultés persistaient pour certains métiers. En fin d'année 2021, le CNPE s'interroge toujours sur sa capacité à détecter des signaux faibles en termes de compétences au travers des OST et constate que les remontées des indicateurs associés ne permettaient pas d'en tirer une vision globale au niveau du site. Au cours des échanges, les interlocuteurs du CNPE ont évoqué principalement des difficultés au niveau de l'enregistrement des OST. Les inspecteurs considèrent que la pratique des OST réclame avant tout des compétences spécifiques de la part des manageurs qui les pratiquent et qu'ils doivent être accompagnés pour cela au travers de formations adéquates. La formation « MG19 » qui propose aux managers des recyclages sur le thème de la visite terrain semble répondre en bonne partie à ces besoins.
Les inspecteurs ont noté que pour la population des CED, la montée en compétence sur les OST se fait beaucoup par compagnonnage. Comme pour les DSE, les inspecteurs considèrent que les formations en lien avec le volet management en général et les OST en particulier doivent être systématiquement intégrées dans le futur carnet de compagnonnage des CED afin de garantir de manière pérenne et systématique ces formations dans le parcours professionnel des CED.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, et selon les modalités d'envois figurant cidessous**, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour**
remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux SIGNE
## Bertrand Fremaux Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive (zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/**. Le**
lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-MRS-2022-0622 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-022486 **Monsieur le directeur exécutif**
Société SYNERGY HEALTH MARSEILLE MIN 712 - ARNAVAUX 13323 MARSEILLE CEDEX 14 Marseille, le 4 mai 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Lettre de suite de l'inspection du 26 avril 2022 sur le thème « inspection générale » à GAMMASTER (INB 147)
N° dossier: Inspection no **INSSN-MRS-2022-0622**
Références :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
[2] Décision no **CODEP-MRS-2019-048719 du président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 11**
décembre 2019 fixant les prescriptions relatives aux modalités de consommation d'eau, de rejet et de transfert d'effluents et de surveillance de l'environnement de l'installation nucléaire de base no **147, dénommée Gammaster, exploitée par Synergy Health à Marseille.**
[3] **Décision n°2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 relative à la**
maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base - Version consolidée au 22 décembre 2016.
[4] **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de**
base.
[5] **Etat d'avancement du plan d'actions à la suite du réexamen périodique du 30 juin 2021. Ref**
0029 ASN.
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en références concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 26 avril 2022 à GAMMASTER (INB 147) sur le thème « inspection générale ».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de l'installation GAMMASTER (INB 147) du 26 avril 2022 portait sur le thème « inspection générale », le sujet des rejets dans l'environnement a été principalement abordé.
Les inspecteurs ont vérifié par sondage l'application de la décision [2] relative aux modalités de consommation d'eau, de rejet et de transfert d'effluents et de surveillance de l'environnement. Des comptes rendus de contrôles et essais périodiques ont été vérifiés. Les inspecteurs ont procédé à la visite des zones extérieures afin de vérifier l'adéquation du plan des réseaux d'eau pluviales et du terrain, les exutoires ont été vus ainsi que le nouveau déshuileur. Le local
« eau » dans lequel sont stockés des produits chimiques a également été visité. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que l'organisation mise en place en termes de suivi des rejets de l'installation est moyennement satisfaisante. En effet, bien que les rejets dans l'environnement soient limités, certaines prescriptions réglementaires, bien qu'à faible enjeu, ne sont pas systématiquement respectées. L'exploitant dispose toutefois d'un plan d'actions assorti d'un délai permettant de répondre à chacune des prescriptions non respectées qui ont été constatées par les inspecteurs. Cependant les délais de réalisation fixés par l'exploitant sont souvent décalés. Ainsi, des mesures sont attendues afin de garantir le suivi des actions, la gestion des priorités et la définition de mesures compensatoires si nécessaire.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. **Autres Demandes** Suivi Des Actions
Les demandes II.7, II.8, II.9 et II.10 traduisent que l'exploitant réalise un suivi des actions à mettre en œuvre mais que les délais de réalisation associés ne sont pas systématiquement respectés. Demande II.1. : **Prendre des dispositions pour garantir le suivi des actions à réaliser, la gestion**
des priorités et la définition de mesures compensatoires si nécessaire.
## Contrôle Et Essai Périodique (Cep) - Inspection Visuelle Du Liner Inox De La Piscine
Le CEP « inspection visuelle du liner inox de la piscine » prévu au chapitre 5 de vos règles générales d'exploitation (RGE) est un contrôle annuel consistant en la vérification de l'absence de « trace de corrosion, de piqure, de fissure et de remontée de bulles ». Les deux derniers comptes rendus du 5 juin 2020 et du 6 mai 2021 réalisés par caméra optique concluent que les images à proximité du rack porte-sources sont brouillées au vu de l'activité et qu'il faudra nettoyer le fond de la piscine car de la vase y est présente.
La présence de vase empêche de voir le fond de la piscine et donc de réaliser le CEP de manière complète. L'article 2.6.2 de l'arrêté [4] 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 ».
## Demande Ii.2. : **Vous Positionner Sur Cet Écart Et L'Analyser Au Regard De L'Article Précité.**
Ces comptes rendus concluent qu' « une action est en cours pour trouver l'équipement adéquat » **pour retirer**
la vase. Un essai d'aspiration, non concluant, a été réalisé en décembre 2021 mais aucune autre action n'a été prévue depuis lors. Demande II.3. : **Transmettre votre plan d'actions pour le nettoyage du fond de la piscine afin de**
permettre la réalisation complète du CEP tel que prévu dans vos RGE.
## Prélèvements D'Eau Pluviale
L'exploitant fait réaliser des analyses de DBO5, DCO, MES et HCT en sortie de site à partir d'un échantillon instantané prélevé par temps de pluie. Le laboratoire d'analyses où sont envoyés les échantillons est accrédité selon la norme ISO 17025.
L'article 3.1.3 de la décision [3] dispose que « l'exploitant s'assure que les agents impliqués dans la réalisation des prélèvements, y compris les intervenants extérieurs, appliquent des procédures de prélèvements qu'il a préalablement approuvées ». Or, les prélèvements d'eau pluviales sont réalisés par un technicien gammaster qui ne dispose pas de procédure ni de formation au prélèvement.
Demande II.4. : **Elaborer une procédure de prélèvement afin de s'assurer de la représentativité des**
mesures.
## Substances Dangereuses
L'article 4.2.1. - I de la décision [3] 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 de la visite dans le local « eau » que la cuve d'acide ne comportait pas d'étiquetage permettant d'identifier son contenu et les symboles de danger associés. Demande II.5. : Procéder à l'étiquetage de la cuve d'acide conformément à la décision [3].
L'article 4.3.1 - VIII de la décision [3] dispose que « les substances dangereuses ou radioactives incompatibles entre elles ne sont pas associées à une même capacité de rétention ». Les inspecteurs ont constaté lors de la visite dans le local « eau » qu'un bidon de soude était présent sur la rétention du fût d'acide, celui-ci a été retiré immédiatement.
Demande II.6. : **Vérifier sur l'INB l'absence de substances dangereuses ou radioactives**
incompatibles entre elles sur une même capacité de rétention, y remédier le cas échéant.
## Entretien Du Déshuileur
L'article 2.3.3 de la décision [3] dispose que **« lorsque les eaux pluviales susceptibles d'être polluées,** notamment par ruissellement sur des toitures, aires de stockages, voies de circulation, aires de stationnement, et autres surfaces imperméabilisées (aires de chargement et déchargement...) sont traitées par un ou plusieurs dispositifs adéquats, ces dispositifs de traitement sont entretenus selon une périodicité adaptée. Cet entretien fait l'objet d'une documentation et d'une traçabilité adéquates ».
Le plan de surveillance sécurité et environnement de l'exploitant prévoyait pour le 31 décembre 2021 la mise à jour de la FSH (fiche de suivi hebdomadaire) permettant d'inclure le suivi du déshuileur installé en octobre 2021. Le plan d'entretien et de maintenance du déshuileur n'est pas établi.
Demande II.7. : **Mettre à jour la fiche de suivi hebdomadaire en intégrant le suivi du déshuileur.** Demande II.8. : **Finaliser le plan d'entretien et de maintenance du déshuileur.**
## Station Météo
La prescription [INB147-ENV-4] de la décision [2] prescrit que l'exploitant dispose d'une convention avec le gestionnaire d'une station météorologique du site de Marseille permettant de mesurer et d'enregistrer en continu la vitesse et la direction du vent, la pression atmosphérique, l'hygrométrie de l'air, la température et la pluviométrie. L'exploitant peut accéder en toutes circonstances à l'ensemble de ces paramètres.
Les inspecteurs ont constaté que l'exploitant n'avait pas de convention. La réalisation de cette action était programmée dans le plan d'actions de l'exploitant pour le 31 décembre 2021. Demande II.9. : **Etablir une convention avec le gestionnaire d'une station météorologique du site**
de Marseille afin de respecter la décision [2].
## Rejets Diffus
L'article 3.2.14 de la décision [3] dispose que l'exploitant **« réalise périodiquement une estimation des rejets**
diffus. Il s'assure que l'origine, la nature des rejets diffus, leur quantité estimée et leurs conditions de rejets restent compatibles avec les hypothèses retenues dans l'étude d'impact de l'installation ». Les inspecteurs ont constaté que l'exploitant n'avait pas réalisé cette estimation. Sa réalisation était prévue pour septembre 2021 dans le plan d'actions de l'exploitant.
Demande II.10. :Réaliser l'estimation périodique des rejets diffus afin de respecter la décision [3].
## Conduits D'Évacuation De L'Ozone
Les deux conduits d'évacuation de l'ozone situés dans le local « eau » sont dégradés et ne paraissent pas complètement étanches. En effet, des dégradations du matériel de ce local de type corrosion traduisent que l'ozone de la casemate transitant par ces conduits s'échappe dans le local. L'exploitant a indiqué aux inspecteurs qu'un remplacement de ces matériels était prévu. Demande II.11. : Transmettre le planning de remplacement de ces matériels. Se positionner sur l'opportunité de mettre en place des mesures compensatoires dans l'attente du remplacement de ces équipements.
## Iii. **Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse** Métrologie Observation Iii.1. :
La prescription [INB147-ENV-15] de la décision [2] dispose que « les effluents gazeux de Gammaster sont rejetés exclusivement par une cheminée (…) dont le débit est supérieur à 10 000 Nm3/h ». L'exploitant contrôle ce débit annuellement en faisant une mesure à l'aide d'un anémomètre mobile étalonné tous les 3 ans.
S'assurer que la gamme d'étalonnage du matériel de contrôle soit cohérente avec sa gamme d'utilisation Maîtrise du vieillissement du cuvelage de la piscine
## Observation Iii.2 :
La demande E3 mentionnée dans l'état d'avancement du plan d'actions à la suite du réexamen périodique [5] vous demande de prendre des dispositions complémentaires pour renforcer la maîtrise du vieillissement du cuvelage de la piscine (nouveaux CEP).
Les inspecteurs ont noté le report du délai du 31 mars 2021 au courant de l'année 2022 et que de la R&D a été lancée au sujet d'un robot pour inspecter les soudures par mesures ultra-son.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**,
de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par, Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive (zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/. Le lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-MRS-2022-0609 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-021241 **Monsieur le directeur du CEA CADARACHE**
13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE Marseille, le 6 mai 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Lettre de suite de l'inspection du 26 avril 2022 sur le thème « inspection générale » à Agate (INB 171)
N° dossier: Inspection no INSSN-MRS-2022-0609 **(à rappeler dans toute correspondance)**
Références :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection de Agate (INB 171) sur le thème « inspection générale » a eu lieu le 26 avril 2022.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de l'installation Agate (INB 171) du 26 avril 2022 portait sur le thème « inspection générale ». Les inspecteurs ont examiné par sondage la gestion des FEA (Fiche d'événement ou d'Amélioration) ouvertes en 2020 et 2021, le suivi des travaux réalisés en 2021 à la suite de la fuite d'eau surchauffée non radioactive survenue en décembre 2020 qui a rendu l'évaporateur indisponible en 2021. Ils ont effectué une visite des locaux suivants : **local eau de refroidissement procédé, local où se situe** l'évaporateur, local laboratoire, locaux où se situent les systèmes de ventilation.
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que le bilan de l'inspection est globalement satisfaisant. Les inspecteurs ont relevé favorablement :
- **La qualité du suivi des travaux réalisés sur le site pour réparer la fuite du réseau d'eau**
surchauffée non radioactive alimentant l'évaporateur ainsi que les contrôles qualité réalisés pendant la durée du chantier. Le planning prévisionnel des travaux dont l'objectif était le redémarrage de l'installation début 2022 a été tenu. Le redémarrage du fonctionnement de l'installation s'est déroulé correctement début 2022 via deux campagnes d'évaporation (à blanc et en situation réelle) ;
- **La volonté de partager le retour d'expérience sur cet incident au sein du CEA tant au niveau**
des causes que des travaux réalisés.
Des compléments sont attendus concernant le traitement d'un écart à la suite de l'utilisation du mauvais mode opératoire et le logiciel SANDY.
## I. **Demandes À Traiter Prioritairement**
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. **Autres Demandes** Utilisation De Mode Opératoire Non Applicable
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont interrogé le CEA sur l'analyse des causes de la FEA no**2021-**
FEA-0706 ouverte à la suite de la campagne annuelle de contrôles et essais périodiques (CEP) réalisée sur des voies « feu en gaine ». Le rapport final mentionnait 15 voies non conformes. Après investigations, il s'est avéré que le mode opératoire utilisé par le prestataire pour réaliser les contrôles était un mode opératoire en version projet non validé. Le prestataire n'avait pas utilisé le mode opératoire validé et en vigueur à l'appui des contrôles réalisés. Après réalisation des CEP avec le mode opératoire actuellement en vigueur, l'ensemble des voies a été déclaré conforme. Demande II.1. : **Analyser les raisons pour lesquelles le mode opératoire en version projet a généré**
des non conformités. Vous transmettrez le mode opératoire n°139 à l'indice projet D.
Demande II.2. : **Détailler les mesures prises par le CEA pour s'assurer que les modes opératoires**
utilisés sont ceux applicables et en vigueur. Vous transmettrez la FEA à la suite de cet écart lorsqu'elle sera clôturée Demande II.3. : **Préciser si l'analyse de l'évènement a amené à identifier d'autres INB concernées**
par l'utilisation de modes opératoires sur des voies « feu en gaine » non applicables.
Traçabilité des évolutions du plan d'action des FEA dans le logiciel SANDY Lors de l'inspection, les inspecteurs ont fait le constat que le logiciel SANDY (Système d'analyse des dysfonctionnements) utilisé par le CEA pour gérer les FEA présentait certaines limites en termes de flexibilité d'utilisation. Le logiciel ne permet ainsi pas de mettre à jour le plan d'action saisi dans le cas où celui-ci serait amené à évoluer. Demande II.4. : **Préciser les actions que vous mettrez en œuvre pour tracer dans le logiciel SANDY**
les évolutions du plan d'action issu de l'analyse de l'évènement.
III. **CONSTATS OU OBSERVATIONS N'APPELANT PAS DE RÉPONSE**
Sans objet Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**,
de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par, Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive
(zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/**. Le lien de**
téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-MRS-2022-0619 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-036468 **Monsieur le directeur du CEA CADARACHE**
13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE
Marseille, le 19 juillet 2022 Objet : Contrôle des appareils à pression implantés dans le périmètre d'une INB.
Lettre de suite de l'inspection du 27 avril 2022 sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression (ESP) et équipements sous pression nucléaires (ESPN) » sur le Centre CEA de CADARACHE
N° dossier: Inspection noINSSN-MRS-2022-0619 (à rappeler dans toute correspondance)
Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V
[2]Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples
[3]Arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection
[4]Inspection INSSN-MRS-2021-0640 du 5 mai 2021 Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en références concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 27 avril 2022 dans les INB 55 et 123 sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression (ESP) et équipements sous pression nucléaires (ESPN) ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les constats et demandes qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection des installations INB 55 et 123 du 27 avril 2022 portait sur le thème « Suivi en service des équipements sous pression (ESP) et équipements sous pression nucléaires (ESPN) ». Les inspecteurs ont examiné par sondage la tenue des listes d'ESP et ESPN, le respect des échéances de contrôle réglementaire et la constitution générale des dossiers d'exploitation. Ils ont effectué une visite de certains équipements de l'INB 123.
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN note une amélioration par rapport aux constats faits sur un thème similaire (suivi en service des équipements sous pression) lors de l'inspection [4] du 5 mai 2021, notamment sur la tenue des listes d'ESP. Quelques dossiers nécessitent cependant un effort de finalisation, concernant par exemple l'identification des accessoires de sécurité. Par ailleurs, il a été constaté que certains récipients à pression simples (RPS) pouvaient être utilisés en dehors du domaine prévu.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. Autres Demandes Suite De La Demande A2 De 2021 : Corrections Diverses Des Listes D'Esp
Dans sa réponse, l'exploitant indique une concertation avec les autres centres CEA pour s'accorder sur la forme d'une liste simplifiée. Lors de l'inspection de 2022, le CEA indique que cette concertation est toujours en cours, sans qu'un modèle de liste ne soit arrêté. La demande A2 de 2021 de transmission des listes corrigées portait sur toutes les installations alors que seules les listes des installations visitées ont été transmises. Les listes des INB 156 et 171 nécessitent quelques petites corrections. Demande II.1 : Transmettre **à l'ASN une version mise à jour de toutes les listes d'ESP des**
installations du Centre de Cadarache.
## Inb 55 Et 123 - Récipients À Pression Simples Non Conformes
Le ballon CA00180415 a été fabriqué en 1995 selon la directive 87/404/CEE qui était alors la directive dédiée aux récipients à pression simples (RPS). Cette directive a été ensuite remplacée successivement par les directives 2009/105/CE puis 2014/29/UE. Le principe des récipients à pression simple (RPS) consiste à simplifier les exigences de fabrication en contrepartie d'une restriction de certaines caractéristiques physiques et d'exploitation de ces équipements. La définition issue des directives européennes est reprise en droit français aux articles R557-10-1 à R557-10-8 du code [1]. On y voit notamment que les seuls fluides pouvant être contenus par un RPS est l'air ou l'azote.
Or, le ballon CA00180415 contient un mélange d'argon et d'azote. Même si l'innocuité de l'argon envers les parois de l'équipement est probablement établie du fait que c'est un gaz noble, donc chimiquement inerte, ce n'est pas un fluide autorisé pour les RPS. A l'instar du ballon CA00180415 de l'INB 55, les deux équipements désignés compresseur AC n°1 (CA00164923) et compresseur AC n°2 (CA00164924) de l'INB 123 ont été fabriqués en 2010 selon la directive 2009/105/CE : ce sont donc des RPS. Malgré leur désignation de compresseur, ils sont utilisés comme déshuileurs, au sein d'unités de compression. L'huile n'est pas un fluide autorisé pour les RPS.
En outre, ils sont fermés en partie supérieure par un fond plat boulonné. La définition des RPS stipule qu'il s'agit de réservoirs soudés, ce qui proscrit les fonds boulonnés. Ces écarts relèvent initialement de la mise sur le marché des équipements contenant ces RPS. Ils ne sont pas du fait de l'exploitant. Cependant, il incombe aujourd'hui à l'exploitant de régulariser cette situation. En l'occurrence, utiliser un RPS en dehors du domaine prévu à la fabrication constitue une modification importante au sens de l'article 27 de l'arrêté [2].
Demande II.2 : a/ Faire une modification importante des équipements RPS visant à permettre leur utilisation en dehors du champ retenu à la **fabrication** ; b/ Réaliser les actions de vérifications nécessaires sur toutes les installations pour identifier les éventuels autres RPS qui seraient utilisés en dehors de leur utilisation prévue lors de la fabrication ; c/ Mettre en place des dispositions de recette lors de l'acquisition d'équipements afin de vérifier qu'ils ne contiennent aucun RPS susceptible d'être utilisé en dehors de l'utilisation prévue à la fabrication.
## Inb 123 - Présence Des Déclarations De Conformité D'Accessoires De Sécurité
En application des articles 1er.II et 6.I de l'arrêté [2], les déclarations de conformité, ou état descriptif selon le cas, des accessoires de sécurité doivent figurer au dossier d'exploitation des équipements protégés. Durant l'inspection, les dossiers des ballons AC n°1 et 2, respectivement CA00180845 et CA00004107, ne comportaient pas les déclarations de conformité de leurs soupapes, respectivement 55283-2 et 55283-1. Demande II.3 : Transmettre à l'ASN une **copie de ces déclarations et compléter les dossiers**
d'exploitation des ESP concernés.
## Inb 123 - Clarification Des Dossiers D'Exploitation
Les documents contenus dans les dossiers d'exploitation des compresseurs AC n°1 et 2 (respectivement CA00164923 et CA00164924) ne paraissent pas robustes vis-à-vis de l'identification des soupapes utilisées comme accessoires de sécurité. Compte tenu de l'exigüité, la visite des équipements n'a pas permis de relever le numéro des soupapes de ces deux équipements. En outre, les inspecteurs ont constaté une inversion du numéro de série de l'équipement entre la liste et la situation réelle. Demande II.4 : **a/ Identifier les numéros de série et de soupapes de l'un et l'autre compresseur** ;
b/ Mettre en cohérence les dossiers d'exploitation **en correspondance.**
Vous voudrez bien me faire part, sous trois **mois**, et selon les modalités d'envois figurant ci**-dessous**, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive
(zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/. Le lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-OLS-2022-0789 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-023641 Monsieur le Directeur CIS bio international - INB 29 RD 306 BP 32 91192 GIF SUR YVETTE Cedex Orléans, le 11 mai 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base
| CIS bio international, établissement de Saclay - INB no 29 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0789 du 26 avril 2022 « Prévention des pollutions et des nuisances » | |
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| Réf. : | [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Décision n° 2009-DC-0157 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 septembre 2009 fixant les limites de rejets dans l'environnement des effluents gazeux de l'installation nucléaire de base n° 29 exploitée par la société CIS bio international, sur le territoire de la commune de Saclay (département de l'Essonne) [3] Décision n° 2009-DC-0158 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 septembre 2009 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvement et de consommation d'eau et de rejets dans l'environnement des effluents liquides et gazeux de l'installation nucléaire de base n° 29 exploitée par la société CIS bio international sur le territoire de la commune de Saclay (département de l'Essonne) |
[4] Arrêté du 14 janvier 2000 relatif aux prescriptions générales applicables aux installations classées pour la protection de l'environnement soumises à déclaration sous la rubrique n° 2663
(Stockage de pneumatiques et de produits dont 50 % au moins de la masse totale unitaire est composée de polymères [matières plastiques, caoutchouc, élastomères, résines et adhésifs synthétiques])
[5] Arrêté du 29 février 2016 relatif à certains fluides frigorigènes et aux gaz à effet de serre fluorés modifié
[6] 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 [7] Arrêté du 25 juillet 1997 relatif aux prescriptions générales applicables aux installations classées pour la protection de l'environnement soumises à déclaration sous la rubrique n° 2910
(Combustion)
## 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 26 avril 2022 au sein de l'INB n° 29 sur le thème « Prévention des pollutions et des nuisances ». 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 26 avril 2022 à l'INB n° 29, exploitée par CIS bio international, a porté, après un point d'actualité générale de l'installation, sur le thème de « Prévention des pollutions et des nuisances ». A ce titre, les inspecteurs ont contrôlé certaines dispositions applicables aux installations classées pour la protection de l'environnement soumises à déclaration, situées dans le périmètre de l'INB n° 29, à savoir le magasin d'entreposage de matières premières dit « magasin froid » ainsi que la chaufferie du site. Les inspecteurs ont également contrôlé diverses dispositions applicables à l'installation en application des décisions [2] et [3], prescrivant les modalités et limites de rejets dans l'environnement.
Les sujets relatifs à l'emploi des fluides frigorigènes, à la gestion des eaux pluviales susceptibles d'être polluées et à la prévention des pollutions accidentelles ont également été abordés.
Les inspecteurs ont noté lors de cette inspection une bonne disponibilité des intervenants pour répondre aux sollicitations et aux demandes d'essais de matériels lors de la visite des installations. Les inspecteurs notent également la volonté de l'exploitant pour progresser sur cette thématique.
En effet, les constats réalisés au cours de l'inspection démontrent que la thématique de la « Prévention des pollutions et nuisances », notamment en ce qui concerne les risques non radiologiques, est insuffisamment maîtrisée. Les conditions d'exploitation du « magasin froid » sont à améliorer compte tenu de l'impossibilité de fermer deux portes coupe-feu et de l'ouverture inopérante d'exutoires de fumées, depuis plusieurs années. Par ailleurs, des rejets d'effluents contenus dans les cuves enterrées de rétention des eaux d'extinction incendie de ce bâtiment ont été réalisés dans le milieu naturel, sans aucune analyse préalable. Les conditions d'emploi de fluides frigorigènes dans les groupes froids du site sont perfectibles, notamment en ce qui concerne la gestion des fuites de substances appauvrissant la couche d'ozone. Concernant la gestion des eaux pluviales du site susceptibles d'être polluées, les inspecteurs ont constaté que l'exploitant n'est pas en mesure d'éviter ou de limiter les conséquences d'un rejet non maîtrisé d'effluents dans le réseau d'eaux pluviales, ainsi que l'absence de dispositif de pré-traitement via un système de type « débourbeur déshuileur ». Enfin, en ce qui concerne l'exploitation des deux chaudières du site, les inspecteurs ont constaté l'absence de contrôle annuel d'étanchéité des canalisations véhiculant du gaz, ainsi que l'absence d'essai périodique de la totalité de la chaine de sécurité en cas de détection gaz.
## A. Demandes D'Actions Correctives Conditions D'Exploitation Du « Magasin Froid »
Le site dispose d'un entrepôt de stockage des matières premières, classé à déclaration au titre de la rubrique 2663 de la nomenclature des installations classées, au regard de la présence d'un volume important de polystyrène utilisé pour la préparation des colis. En raison du caractère inflammable des matières stockées dans l'entrepôt, celui-ci est divisé en deux secteurs de feu séparés du reste du bâtiment par des cloisons et portes coupe-feu, afin de limiter la propagation d'un incendie. Par ailleurs, des exutoires de fumées sont installés en toiture pour permettre l'évacuation des fumées en cas d'incendie.
Les inspecteurs ont constaté que les deux portes coupe-feu séparant l'entrepôt du reste du bâtiment ne se ferment plus, l'une depuis 2019 et l'autre depuis 2020. Par ailleurs, les quatre exutoires de fumée d'un secteur de feu de l'entrepôt sont également inopérants depuis 2019. Aucune action corrective n'était en cours au jour de l'inspection.
L'article 2.4 de l'annexe à l'arrêté ministériel du 14 janvier 2000 [4] dispose que :
« D'autre part, afin de ne pas aggraver les effets d'un incendie, l'installation visée est séparée des installations relevant des rubriques 2661 et 2662, et des bâtiments ou locaux fréquentés par le personnel et abritant des bureaux ou des lieux dont la vocation n'est pas directement liée à l'exploitation de l'installation : - *soit par une distance d'au moins 10 mètres entre les bâtiments ou locaux si ceux-ci sont distincts,*
- *soit par un mur coupe-feu de degré 2 heures, dépassant d'au moins 1 mètre en toiture et de 0,5 mètre* latéralement, dans les autres cas. Les portes sont coupe-feu de degré 1 heure et munies d'un ferme-porte ou d'un dispositif assurant leur fermeture automatique.
Les locaux doivent être équipés en partie haute d'exutoires de fumée, gaz de combustion et chaleur dégagés en cas d'incendie (lanterneaux en toiture, ouvrants en façade ou tout autre dispositif équivalent). Ces dispositifs doivent être à commande automatique et manuelle… » Demande A1 : **je vous demande de mettre en œuvre des actions correctives pour réparer les portes** coupe-feu et les exutoires de fumées du magasin froid dans les meilleurs délais. Vous me transme**ttrez les justificatifs de mise en conformité à l'issue des réparations.**
En cas d'incendie dans l'entrepôt, les eaux d'extinction sont dirigées vers deux cuves enterrées métalliques simple peau de 300 m3. Ces cuves servent également à confiner les eaux en cas d'incendie sur le quai d'expédition des colis finis du bâtiment n° 549. Lors de la visite, les inspecteurs ont constaté la présence d'effluents au fond des cuves. Vous avez précisé que les cuves se remplissent régulièrement, a priori par capillarité en raison de la présence de nappes perchées dans le sol. Vous avez indiqué qu'une vidange des effluents contenus dans les cuves avait été réalisée en juillet 2021, avec transfert des effluents dans le milieu naturel, via le bassin d'orage. Aucune analyse radiologique ni physico-chimique n'a été réalisée préalablement à ce rejet vers un exutoire non autorisé. L'article 16 de l'annexe à la décision n° 2009-DC-0158 [3] dispose que : « III - *Les rejets d'effluents liquides, à l'exception des rejets d'eaux pluviales non susceptibles d'être polluées,*
dans les sols et dans les nappes souterraines sont interdits. »
Demande A2 **: je vous demande de cesser les rejets d'effluents contenus dans les cuves de rétention** des eaux d'incendie du magasin froid vers le milieu naturel.
Demande A3 **: je vous demande de réaliser des prélèvements des effluents contenus au fond des**
cuves de 300 m3, et de m'informer des résultats des analyses radiologiques et physico**-chimiques qui**
seront réalisées pour chaque cuve.
## Emploi De Fluides Frigorigènes
Les inspecteurs ont examiné par sondage les contrôles d'étanchéité réalisés sur les groupes froids du site. Lors du contrôle réalisé le 14 avril 2021 sur le groupe froid général n°2, utilisé pour le refroidissement de la centrale de traitement de l'air et du cyclotron, le prestataire a constaté la présence d'un défaut d'étanchéité sur l'équipement. La mise à l'arrêt du groupe froid et la recherche de fuite en vue d'une réparation a été demandée par le prestataire. La recherche la fuite, la réparation et la remise en service du groupe froid ont été réalisées les 28 et 29 juin 2021, plus de deux mois après la découverte de la fuite.
L'article 7 de l'arrêté du 29 février 2016 modifié [5] dispose que :
« *Dans un délai maximal de 4 jours ouvrés après le contrôle d'étanchéité, des mesures sont mises en œuvre pour* faire cesser la fuite ou à défaut l'équipement est mis à l'arrêt puis il est vidangé dans le même délai par un opérateur titulaire de *l'attestation de capacité*. » Le délai maximal pour mettre en œuvre des actions correctives et limiter les émissions à l'atmosphère de substances appauvrissant la couche d'ozone n'a pas été respecté. Le volume de fluide frigorigène R134-a perdu lors de cette fuite a été évalué par le prestataire à 20 kg, soit 28,6 tonne équivalent CO2. Demande A4 **: je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour respecter les délais**
d'intervention en cas de fuite détectée sur vos groupes froids. Concernant la situation observée sur le groupe froid général n°2, vous traiterez cet écart selon les **modalités de traitement d'un**
évènement significatif, dans les meilleurs délais.
## Gestion Des Eaux Pluviales Susceptibles D'Être Polluées
L'article 4.1.1 de l'annexe à la décision n°2013-DC-0360 [6] dispose que : « I. - *Les installations sont conçues, construites, exploitées, mises à l'arrêt définitif, démantelées, entretenues et* surveillées de façon à prévenir ou limiter les rejets directs ou indirects de substances susceptibles de créer une pollution, *vers le milieu récepteur ou les réseaux d'égouts*. »
En cas de déversement accidentel ou d'incendie sur les zones de circulation situées dans le périmètre INB (hors quai d'expédition du bâtiment n° 549), les effluents seraient dirigés vers le réseau de collecte des eaux pluviales. Or, les inspecteurs ont constaté que ce réseau est dépourvu de dispositif d'isolement permettant d'empêcher un rejet non maitrisé d'effluents vers l'extérieur du site. Demande A5 **: je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour limiter les**
conséquences d'un déversement accidentel d'effluents ou d'un incendie sur les zones de circulation situées dans le périmètre INB, en cas de rejet dans le réseau d'eaux pluviales. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que le site dispose d'un seul dispositif de pré-traitement des eaux pluviales susceptibles d'être polluées (via un débourbeur-déshuileur), uniquement pour les eaux pluviales du parking situé à l'entrée du site. Les eaux pluviales collectées sur les zones de circulation situées dans le périmètre INB ne disposent pas de dispositif de prétraitement avant rejet.
L'article 12 de l'annexe à la décision n° 2009-DC-0158 [3] précise que : « Le rejet des eaux pluviales susceptibles d'être polluées n'est autorisé qu'après pré*-traitement par un dispositif* de type « débourbeur déshuileur ». Les eaux de ruissellement provenant des aires susceptibles de recevoir des hydrocarbures, des produits chimiques et autres polluants doivent être traitées avant rejet par des dispositifs capables de retenir ces produits. Le cas échéant, des ouvrages de régulation du débit sont mis en place. »
Demande A6 : je vous demande de remédier à la situation constatée en **mettant en œuvre un** dispositif de prétraitement des eaux pluviales collectées sur les zones de circulation situées dans le périmètre INB **avant rejet à l'extérieur.** Concernant le débourbeur-déshuileur existant, celui-ci n'est pas correctement entretenu puisque sa dernière vidange remonte à l'année 2014.
L'article 2.3.3 de la décision n°2013-DC-0360 [6] dispose que :
«En application de l'article 4.1.14 de l'arrêté d*u 7 février 2012 susvisé, lorsque les eaux pluviales susceptibles* d'être polluées, notamment par ruissellement sur des toitures, aires de stockages, voies de circulation, aires de stationnement, et autres surfaces imperméabilisées (aires de chargement et d*échargement…) sont traitées par un* ou plusieurs dispositifs adéquats, ces dispositifs de traitement sont entretenus selon une périodicité adaptée. »
Demande A7 : je vous demande de réaliser un entretien du débourbeur-déshuileur installé sur le site et de prévoir son renouvellement selon une périodicité adaptée.
## Conditions D'Exploitation De La Chaufferie
Le site dispose de deux chaudières utilisées pour l'alimentation du procédé en vapeur, classées à déclaration au titre de la rubrique 2910 de la nomenclature des installations classées.
L'article 3.7 de l'annexe à l'arrêté ministériel du 25 juillet 1997 [7] dispose que : « Toute tuyauterie susceptible de contenir du gaz fait l'objet d'une vérification annuelle d'étanchéité qui est réalisée sous la pression normale de service. » Les inspecteurs ont constaté que les tuyauteries de gaz alimentant la chaufferie ne font pas l'objet d'une vérification annuelle d'étanchéité.
Demande A8 : je vous demande de procéder à une vérification **annuelle de l'étanchéité des**
tuyauteries alimentant la chaufferie. Vous me transmettrez les résultats **du prochain contrôle.**
L'article 2.12 de l'annexe à l'arrêté ministériel du 25 juillet 1997 [7] dispose que :
« Dans les installations alimentées en combustibles gazeux, la coupure de l'alimentation de gaz est assurée par deux vannes automatiques (1) redondantes, placées en série sur la conduite d'alimentation en gaz. Ces vannes sont asservies chacune à des capteurs de détection de gaz (2) et un pressostat (3). Ces vannes assurent la fermeture de l'alimentation en combustible gazeux lorsqu'une fuite de gaz est détectée. Toute la chaîne de coupure automatique (détection, transmission du signal, fermeture de l'alimentation de gaz)
est testée périodiquement. »
Les inspecteurs ont constaté que les détecteurs de gaz sont contrôlés trois fois par an. Toutefois, aucune périodicité de test des asservissements liés à la détection gaz n'est définie. Lors du dernier test des asservissements réalisé au cours de l'année 2021, la totalité de la chaîne de coupure automatique n'a pas été contrôlée puisque la fermeture des deux vannes situées sur la canalisation d'alimentation en gaz n'a pas été testée.
Demande A9 : je vous demande de définir une périodicité de test de l**'ensemble de la chaîne de**
coupure associée aux détecteurs de gaz de la chaufferie. Vous me transmettrez le rapport du prochain contrôle des détecteurs de gaz qui sera réalisé avec test des asservissements. Tuyauterie enterrées d'effluents actifs Les cuves d'effluents actifs I3 et I4 sont alimentées par des tuyauteries enterrées munies d'une double enveloppe. L'article 4.3.2 de la décision n°2013-DC-0360 [6] dispose que :
« Lorsque l'exploitant recourt à un dispositif à double enveloppe, il prend des dispositions complémentaires pour prévenir les risques et limiter les effets d'agressions externes en particulier les effets de chocs mécaniques. En outre, un dispositif de détec*tion de fuite de l'enveloppe interne est mis en place.* »
Les canalisations enterrées associées aux cuves I3 et I4 ne disposent pas de système permettant de détecter une fuite de l'enveloppe interne.
Demande A10 : je vous demande de prévoir la mise en œuvre d'un dispositif de détection de fuite de l'enveloppe interne des tuyauteries enterrées d'effluents actifs associées aux cuves I3 et I4.
## B. Demandes De Compléments D'Information
Intégrité des cuves enterrées de recueil des eaux d'extinction *incendie* Les deux cuves enterrées de 300 m3, servant à recueillir les eaux d'extinction incendie au niveau du magasin froid du bâtiment n°535 ou du quai d'expédition du bâtiment n°549, ne font pas l'objet d'un contrôle préventif visant à s'assurer de l'absence de défaut d'intégrité.
Demande B1 : je vous demande de vous positionner sur la possibilité de mettre en œuvre **un contrôle**
périodique de l'intégrité des cuves servant au recueil des eaux d'extinction **incendie.**
Traversées de câbles au niveau des murs coupe-feu *du bâtiment n°535* Les inspecteurs ont constaté la présence de traversées de câbles au niveau des murs coupe-feu situés à l'étage du bâtiment n°535. Un rebouchage a été effectué avec de la mousse polyuréthane. Les inspecteurs s'interrogent sur le caractère coupe-feu des matériaux de rebouchage utilisés.
Demande B2 **: je vous demande de me transmettre les éléments justifiant que la mousse**
polyuréthane mise en œuvre pour reboucher les traversées de câbles des murs **coupe-feu du**
bâtiment n°535 présente **des caractéristiques de résistance au feu suffisante.**
## Données À Présenter Dans Le Bilan Environnemental
Conformément à l'article 15 de la l'annexe 1 à la décision n° 2009-DC-0158 [3], un bilan annuel des flux de polluants rejetés dans les effluents gazeux non radioactifs doit être réalisé. Ces données peuvent être présentées dans votre bilan environnemental transmis annuellement.
Demande B3 **: je vous demande de présenter un bilan annuel des flux de polluants liés aux rejets**
gazeux des chaudières dans votre bilan environnemental transmis annuellement.
Conformément à l'article 15 de la l'annexe 1 à la décision n° 2009-DC-0158 [3], une évaluation des pertes de fluides frigorigènes et des émissions de substances qui appauvrissent la couche d'ozone est réalisée chaque année par l'exploitant. Ces données peuvent être présentées dans votre bilan environnemental transmis annuellement.
Demande B4 **: je vous demande de présenter une évaluation des pertes de fluides frigorigènes et des**
émissions de substances qui appauvrissent la couche d'ozone **dans votre bilan environnemental**
transmis annuellement.
## Classement Des Installations De Réfrigération Du Site
La rubrique 1185 de la nomenclature des installations classées prévoit un classement sous le régime de la déclaration contrôlée (DC) des équipements frigorifiques utilisant des fluides frigorigènes, lorsque la capacité unitaire des équipements clos est supérieure à 2 kg et que la quantité cumulée de fluide susceptible d'être présente dans l'installation étant supérieure ou égale à 300 kg.
Demande B5 : je vous demande de vous positionner vis-à-**vis d'un classement éventuel de vos** installations de réfrigération sous la rubrique 1185 de la nomenclature des ICPE.
## C. Observations
C1 : Au cours de l'inspection sur site, les inspecteurs ont demandé la réalisation de plusieurs essais visant à contrôler le bon fonctionnement des équipements en lien avec la thématique incendie : test d'un robinet d'incendie armé, test d'ouverture d'exutoires de fumées, test d'ouverture d'une vanne de sectionnement. L'ensemble des tests effectués a donné satisfaction.
C2 : Concernant la situation dégradée observée au niveau du magasin froid (cf demande A1), une information de la formation locale de sécurité (FLS), devant intervenir sur site en cas de sinistre, vous a été demandée.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, à l'exception des demandes A1 et A4 dont le délai est fixé au plus tôt, 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.
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la division d'Orléans Signée par : Arthur NEVEU |
INSSN-MRS-2022-0602 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-021918 **Monsieur le directeur du CEA CADARACHE**
13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE
Marseille, le 6 mai 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base.
Lettre de suite de l'inspection du 25 avril 2022 sur le thème « inspection générale » à Chicade
(INB 156)
N° dossier: Inspection noINSSN-MRS-2022-0602 Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2]Courrier CODEP-MRS-2021-048434 du 25 octobre 2021
[3]Courrier DG/CEACAD/CSN DO 2021-889 du 22 décembre 2021
[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) en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 25 avril 2022 dans Chicade (INB 156) sur le thème « inspection générale ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de l'installation Chicade (INB 156) du 25 avril 2022 portait sur le thème « inspection générale ». Les inspecteurs ont examiné par sondage le respect des engagements pris par l'exploitant à la suite des inspections et des évènements significatifs et le traitement des écarts. Ils ont effectué une visite des halls 1, 2 et 3, du local B2, du sous-sol MA, des laboratoires C3 et C4, du local SPR, du local effluents FA. Un test de deux capteurs de détection des inondations du local effluents FA a été réalisé afin de vérifier la remontée des alarmes au niveau de l'installation et de la force locale de sécurité (FLS). Celuici a été concluant.
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les engagements pris à la suite des événements significatifs et inspections sont suivis et globalement réalisés. Des compléments sont attendus concernant la gestion des liquides organiques radioactifs (LOR) et l'amélioration prévue des gammes de maintenance.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. Autres Demandes
Inventaire des liquides organiques radioactifs (LOR) entreposés dans l'installation Les inspecteurs sont revenus en inspection sur les suites de la demande B2 de la lettre de suite de l'inspection du 14 octobre 2021 [2] concernant la gestion des LOR entreposés dans l'installation. Cette inspection a permis de constater que l'entreposage de LOR dans l'armoire ventilée d'entreposage du local B2 était saturé. Demande II.1. : **Réaliser un inventaire des LOR entreposés dans l'installation. Cet inventaire fera**
figurer la localisation, les quantités, l'activité ainsi que **les dates connues**
notamment le début et la fin de remplissage des contenants ou les mouvements des contenants. Vous préciserez la liste des zones d'entreposages et de tri à la source des LOR présents sur l'installation, leur capacité, et leurs états et les dates prévisibles de saturation.
Conditions d'entreposage d**es liquides organiques radioactifs** Le dispositif d'absorption situé dans la rétention de l'armoire ventilée d'entreposage des LOR du local B2 semblait souillé par une fuite lors de l'inspection. Une forte odeur se dégageait de l'armoire lors de son ouverture. Demande II.2. : Mettre en œuvre les actions pour identifier et traiter les fuites éventuelles de LOR
dans l'armoire ventilée. Vous analyserez le cas échéant cet écart.
Traçabilité des actions de contrôle et de maintenance des éléments importants pour la protection des **intérêts** Les gammes de contrôles et de maintenance du clapet coupe-feu (CCF) 19 ont été consultées en inspection. Celles-ci ne précisent pas l'ensemble des actions réalisées par le mainteneur, notamment la réalisation d'endoscopie ou la mesure et le suivi du temps d'ouverture des clapets.
L'installation a prévu de mettre à jour ses gammes de maintenance pour qu'elles soient autoportantes et répondent à l'article 2.5.6 de l'arrêté [4] qui 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. »
Demande II.3. : **ransmettre les gammes de maintenance et modes opératoires associés du CCF 19**
lorsqu'ils seront mis à jour.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse
Cette inspection n'a pas donné lieu à des constats ou observations n'appelant pas de réponse.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois et selon les modalités d'envois figurant ci**-dessous**,
de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier. Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive
(zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/. Le lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-OLS-2022-0643 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-024377 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Dampierre-en-Burly BP 18 18240 OUZOUER-SUR-LOIRE Orléans, le 13 mai 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n° 84 et 85 Lettre de suite de l'inspection des 27 avril et 3 mai 2022 sur le thème « Première barrière »
N° dossier : Inspection n° INSSN-OLS-2022-0643 des 27 avril et 3 mai 2022 Référence : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu les 27 avril et 3 mai 2022 dans le CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « Première barrière ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet a porté sur la vérification des dispositions prises par le CNPE pour s'assurer de l'intégrité de la première barrière, constituée par la gaine qui enveloppe les crayons de combustible, pendant les différentes opérations d'exploitation.
Les inspecteurs ont débuté l'inspection, le 27 avril 2022, par des échanges sur l'organisation mise en place autour de la gestion du risque d'introduction de corps ou de produits étrangers (dit risque FME [Foreign Material Exclusion]) dans les matériels, le circuit primaire des réacteurs, la piscine de chaque bâtiment réacteur (BR) et les piscines d'entreposage des assemblages de combustible des bâtiments combustible (BK). Les inspecteurs se sont notamment rendus dans le BK du réacteur 4 de Dampierreen-Burly et ont vérifié la mise en œuvre effective de certaines des dispositions identifiées par votre organisation pour prévenir le risque FME. Les aléas rencontrés pouvant présenter un risque FME lors des arrêts avec renouvellement de combustible des quatre réacteurs du CNPE en 2021 ont également fait l'objet d'échanges lors de cette inspection. Enfin, les inspecteurs ont analysé les actions mises en œuvre lors de l'arrêt pour visite partielle en cours du réacteur 4 dans le cadre de la gestion des problématiques de présomption de défaut de gainage d'assemblages combustibles et de défaillance simultanée des capteurs d'horizontalité du panier transfert. Cette inspection a été complétée le 3 mai 2022 par le contrôle des conditions d'accès en zone ZME dans le BR du réacteur 4 et des opérations de ressuage, dans les cellules de maintenance du BK de ce même réacteur, des assemblages combustibles avec une présomption de défaut de gainage. Au vu de cet examen, l'organisation définie sur le site pour la prévention du risque FME reste perfectible. Des mesures sont en effet attendues pour améliorer le suivi de la validité des tests de connaissances FME et la vérification de l'ensemble des matériels entrant et sortant de zones FME. La gestion des aléas lors des opérations de renouvellement de combustible paraît globalement satisfaisante. Des précisions restent néanmoins attendues sur le traitement en cours de la défaillance simultanée des capteurs d'horizontalité du panier transfert du réacteur 4.
Par ailleurs, des compléments d'informations sont à transmettre, notamment sur la gestion des conditions d'ambiance dans le hall du BK du réacteur 4 et le traitement du débordement d'effluents dans les caniveaux du Bâtiment des Auxiliaires Nucléaires (BAN) 8.
I. **DEMANDES A TRAITER PRIORITAIREMENT**
Sans objet
## Ii. Autres Demandes Gestion Du Risque Fme
L'article 2.4.1 de l'arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base 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 ». Le risque FME (*Foreign Material Exclusion*) désigne le risque d'introduction de corps ou de produits étrangers dans les matériels et circuits tels que le circuit primaire principal, les piscines des bâtiments réacteur (dites piscines BR) et les piscines d'entreposage des assemblages combustibles des bâtiments combustible (dites piscines BK).
Le référentiel managérial « Maîtrise du risque FME » référencé D455018001093 ind. 0 du 21 février 2018
(également appelé RM121) identifie les dispositions à mettre en œuvre au sein d'une centrale nucléaire pour toutes les activités « à risque FME » réalisées par la société EDF ou par des entreprises extérieures. La présence d'un corps ou produits étrangers dans un matériel ou un circuit pouvant dégrader la sûreté nucléaire en affectant une des barrières de confinement ou la manœuvrabilité d'un matériel requis par les règles générales d'exploitation, l'ASN considère que le référentiel managérial précité doit faire partie du système de management intégré appelé par l'article 2.4.1 susmentionné.
Le référentiel précité indique notamment que « *les connaissances sur les risques et les exigences FME, des* intervenants EDF ou prestataires, sont contrôlées à l'aide d'*un test de connaissances* », EDF ayant défini une validité de 3 ans pour ce test de connaissances. Passé ce délai, un recyclage doit être réalisé et à défaut, l'intervenant ne doit plus accéder en zone FME. Le 3 mai 2022, lors d'un contrôle réalisé dans le bâtiment réacteur 4, les inspecteurs ont souhaité vérifier que plusieurs intervenants ayant accédé en zone FME ce jour-là disposaient effectivement d'un test de connaissance FME en cours de validité. Sur les 3 personnes contrôlées, il s'est avéré que deux d'entre elles étaient en écart : une personne n'avait jamais passé de test de connaissances FME et l'autre personne avait réalisé son dernier test le 27 décembre 2018 (qui n'était donc plus valide). A noter que le test a été passé de manière réactive par les deux intervenants dès découverte du constat.
Toutefois, j'attire votre attention sur le fait que ce constat ne constitue pas un cas isolé car un écart identique avait été relevé lors de l'inspection du 27 avril 2021 (cf. lettre de suites référencée CODEPOLS-2021-038356 associée à l'inspection INSSN-OLS-2021-0714).
Par ailleurs, lors de l'inspection du 27 avril 2022, vos représentants ont indiqué que le suivi des renouvellements des tests FME était une des faiblesses identifiées en 2021 sur le site. Suite à ce constat, plusieurs actions ont été mises en œuvre depuis début 2022 :
- une colonne a été ajoutée sur le tableau de suivi des entrées en zone FME afin que les intervenants attestent qu'ils sont bien à jour de leur test en apposant leur signature dans cette colonne ; l'inspection du 3 mai 2022 a cependant permis de mettre en évidence l'inefficacité de cette parade puisque les deux intervenants ne disposant pas de test de connaissances FME en cours de validité avaient pourtant signé le tableau de suivi des entrées ;
- la vérification des habilitations FME est réalisée lors de la levée des préalables avant le début des chantiers ;
- un suivi des renouvellements des tests FME des agents EDF est réalisé par le service formation, en lien avec le référent FME, via une extraction mensuelle des dates d'échéance des tests FME.
L'ensemble de ces actions ne semble pas suffisant au vu des constats relevés lors de l'inspection du 3 mai 2022. Demande II.1 **Mettre en œuvre les mesures permettant de s'assurer que les agents intervenant en** zone FME sont à jour de leur test de connaissances FME.
Lors de l'inspection du 3 mai 2022, les inspecteurs ont constaté que le tableau de suivi des entrées en zone FME ne permet pas de lister de manière exhaustive le matériel qui entre en zone. Les intervenants ne disposent pas systématiquement d'une liste identifiant le matériel et la quantité associée qui entre en zone FME. A titre d'exemple, la perte d'un ou plusieurs éléments de visserie ne pourrait pas être identifiée si leur quantité n'est pas connue avant d'entrer en zone FME et la simple mention de l'entrée en zone FME d'une caisse à outil est largement insuffisante dès lors que de nombreux outils pourraient être perdus lors de l'activité de maintenance en zone FME alors que la caisse à outil serait pourtant identifiée comme élément sortant. Demande II.2 Assurer un suivi exhaustif du matériel entrant et sortant de zone FME. Non-respect de la prescription relative aux conditions d'ambiance dans le hall de la piscine BK du réacteur 4 La règle particulière de conduite des opérations de renouvellement du combustible (palier 900 MW) prescrit les conditions d'ambiance du hall BK :
« *Prescription P.6.a* Un système de surveillance de la température et de l'hygrométrie du hall BK est requis.
Les conditions d'ambiance dans le hall BK doivent être telles que :
25 °C < T < 35 °C et HR < 70 % A cet effet, les matériels requis et en service sont : - *le soufflage et l'extraction normale DVK,* - les systèmes support (SES, DVK), - *la régularisation de température du hall BK.* »
## « Prescription P.6.B
[…] Lorsque l'hygrométrie est supérieure à 70%, informer le chef de chargement qui devra rendre compte à la salle de commande ». La limite de 70 % d'hygrométrie permet en particulier de garantir l'opérabilité du système DVK iode en cas d'accident de manutention combustible (efficacité du piège à iode). L'examen du bilan des opérations de renouvellement de combustible de la visite partielle du réacteur 3 en 2021 fait état d'une problématique d'hygrométrie [HR] élevée dans le hall de la piscine BK du réacteur pendant la phase de déchargement du combustible. Vous avez indiqué que le circuit 8 SES
servant au chauffage « normal » du BK était consigné pour effectuer des travaux. Le circuit 8 SES est un producteur d'eau surchauffée à 160°C à destination des batteries chaudes du circuit DVK. Cette consignation a eu pour conséquence d'avoir un taux d'hygrométrie élevé au niveau du hall piscine.
Lors de la visite des installations le 27 avril 2022, les inspecteurs ont noté que l'hygrométrie dans le hall piscine du BK du réacteur 4 était supérieure à 90 %. Le cahier de quart indiquait également un dépassement de la limite de 70 % d'hygrométrie à plusieurs reprises depuis le 26 avril 2022. Concernant la hausse de l'hygrométrie, vous avez indiqué que le circuit DVK était ligné sur le piège à iode (DVK «
iode ») ce qui n'est pas sa configuration nominale. Le débit d'extraction d'air de la voie DVK « usuelle »
est bien supérieur à celui de la voie DVK « iode ». Cette différence de débits induit un brassage de l'air réduit en configuration DVK « iode » donc une hygrométrie plus importante.
Comme indiqué ci-dessus dans la prescription P.6.b, le dépassement de la limite de 70 % d'hygrométrie entraîne une interruption des opérations en attendant que le chef de chargement et la salle de commande statuent sur les conditions de reprise des opérations. Par ailleurs, la règle particulière de conduite des opérations de renouvellement du combustible (palier 900 MW) précise que :
## « Prescription P.16.A
Tout arrêt programmé de la manutention du combustible pendant les opérations de déchargement et rechargement est interdit ». Le retour d'expérience spécifie que les incidents ayant conduit à une erreur de chargement sont tous survenus suite à un arrêt puis une reprise des opérations (incidents techniques, relève, etc.).
Dans les cas exposés ci-dessus, bien qu'il ne s'agisse pas d'arrêts programmés, les opérations de basculement de voie sur le circuit de ventilation DVK et de consignation du circuit SES ont engendré un arrêt des opérations de manutention de combustible. L'interruption des activités aurait pu avoir les mêmes conséquences que celles spécifiées dans votre retour d'expérience. Une maîtrise des activités pouvant avoir un impact sur les conditions d'ambiance dans les halls des piscines des BK apparaît nécessaire pendant les opérations de déchargement et rechargement de combustible.
Demande II.3 **Veiller au respect des prescriptions P.6.a et P.16.a en améliorant la maîtrise des**
activités pouvant avoir un impact sur les conditions d'ambiance dans les halls des piscines des BK.
Rendre compte des actions engagées en ce sens. Demande II.4 **Indiquer, pour les cas exposés ci-dessus, les positions prises par la salle de commande** et le chef de chargement suite aux dépassements de la limite de 70 % d'hygrométrie. Transmettre les modes de preuve de ces prises de position avec les justifications permettant d'a**utoriser la reprise** des activités de manutention de combustible.
## Débordement D'Effluents Dans Les Caniveaux Du Bâtiment Des Auxiliaires Nucléaires (Ban) 8
Les inspecteurs ont constaté lors de la visite des installations du 27 avril 2022 la présence d'un débordement d'effluents dans les caniveaux près de la croix du BAN 8 à 0m et dans la rétention de la bâche TEU006BA à 5m. Vos représentants ont indiqué que l'origine suspectée de cet apport d'effluents était une fuite du circuit SES sur 8DVN001RE. Le pompage des effluents dans les locaux à 5m a débuté le 27 avril 2022. Ces effluents ont été redirigés vers le siphon de sol du local ce qui a provoqué un débordement des caniveaux près de la croix du BAN 8 situés à 0m. Vos représentants ont indiqué que les tuyauteries des siphons de sols en aval étaient probablement bouchées.
Des compléments d'information sont attendus sur l'origine exacte de ces effluents, le traitement de cet aléa ainsi que les résultats des contrôles de radioprotection dans les locaux où le débordement des effluents a eu lieu. Par ailleurs, l'origine d'une éventuelle obturation des tuyauteries des siphons de sol, si l'hypothèse se confirme, doit être analysée vis-à-vis du risque d'inondation interne. Demande II.5 Transmettre les informations relatives au traitement de cet aléa (origine, actions réalisées et résultats des contrôles de radioprotection). Demande II.6 Analyser cet aléa vis-à-vis du risque d'inondation interne **et transmettre les résultats** de cette analyse. Par ailleurs, la présence de concrétions a été relevée sur une bride du débitmètre 8 RRI 421 LD situé à proximité de la rétention de la bâche TEU006BA.
Demande II.7 Transmettre le mode de preuve du traitement de ce constat.
## Présomption De Défaut De Gainage Sur Le Réacteur 4
Pendant le cycle de fonctionnement précédent l'arrêt pour visite partielle en cours, le réacteur 4 a été identifié en présomption de défaut de gainage. Afin d'identifier le ou les assemblages en défaut de gainage, l'ensemble des assemblages combustibles fait l'objet d'un ressuage au mat au sein du bâtiment réacteur. La baie de ressuage au mât est l'ensemble du dispositif de détection d'assemblages inétanches lors d'un déchargement. Le dispositif est composé d'un circuit d'injection d'air en pied de mât de déchargement, d'un circuit d'aspiration en haut de mât et d'un détecteur capable de mesurer le Xe133 libéré par l'assemblage inétanche lors de son déchargement.
Les inspecteurs ont demandé à consulter le dernier compte rendu de maintenance de la baie de ressuage. Ce document n'a pas pu être présenté lors de l'inspection du 27 avril 2022. Demande II.8 Transmettre le dernier compte rendu de maintenance de la baie de ressuage utilisée lors du déchargement du réacteur 4.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Opérations De Renouvellement De Combustible
Observation III.1 : les inspecteurs ont échangé avec vos représentants sur les différents aléas survenus lors des opérations de renouvellement de combustible des arrêts avec renouvellement de combustible des quatre réacteurs du CNPE en 2021. Ces échanges n'appellent plus de questions ou remarques de la part des inspecteurs. Observation III.2 : lors des opérations de déchargement du combustible du réacteur 4 en cours d'arrêt pour visite partielle, une défaillance simultanée des capteurs mesurant l'horizontalité du panier transfert du réacteur 4 a été détectée. Une modification temporaire de l'installation (MTI) a été mise en place pour pouvoir reprendre les opérations. Les inspecteurs ont consulté les documents associés à cette MTI et n'ont pas relevé d'anomalie. L'origine de cette défaillance ainsi que les opérations de réparation à réaliser avant les opérations de rechargement feront l'objet d'échanges avec l'ASN dans le cadre du suivi de l'arrêt du réacteur 4.
## Surveillance Des Prestataires
Observation III.3 : les résultats du programme de surveillance réalisé par le service MSR sur les prestataires intervenant lors de la visite partielle du réacteur 3 en 2021 ont été présentés aux inspecteurs. Ils ont noté que l'ensemble des actions de surveillance a été réalisé conformément au prévisionnel et qu'aucune non-conformité n'a été identifiée sur la gestion du risque FME sur les chantiers surveillés.
## Ressuage En Cellule De Maintenance
Observation III.4 : le 3 mai 2022, les inspecteurs ont assisté aux opérations de ressuage dans les cellules de maintenance du BK associé au réacteur 4 compte tenu de la présence d'assemblages combustibles avec une présomption de défaut de gainage. Ce contrôle n'a pas mis en évidence d'écart ou d'anomalie.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'Adjoint au chef de la division d'Orléans Signée par : Christian RON |
INSSN-OLS-2022-0669 | Référence courrier :
CODEP-OL-2022-031376 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Saint-Laurent-desEaux CS 60042 41220 SAINT-LAURENT-NOUAN
le 22 juin 2022
## Objet :
Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux - INB n° 100 Inspection DAB (dispositif autobloquant) et supportages sur les tuyauteries CPP (circuit primaire principal) et sur des ESPN (équipement sous-pression nucléaire) soumis à l'arrêté du 30 décembre 2015 des 26 avril et 31 mai 2022 N° dossier : INSSN-OLS-2022-0669 du 26 avril et 31 mai 2022
## Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base, [2] Arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression,
[3] Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base fixées à l'article L. 592-22 du code de l'environnement, une inspection courante d'EDF a eu lieu le 26 avril 2022 sur le suivi des DAB concernant les tuyauteries du circuit primaire principal (CPP) ainsi que sur les supportages d'ESPN. Cette inspection a été complétée par une inspection réactive le 31 mai 2022 compte-tenu de la présentation d'informations erronées à l'ASN le 26 avril 2022.
## Synthese De L'Inspection
Cette inspection a été programmée en 2022 sur le CNPE de Saint-Laurent suite aux écarts sur les supportages DAB tuyauteries CPP constatés dans le cadre du redémarrage du réacteur SLB2 en 2021. Des premiers constats d'écarts avaient déjà été relevés en 2019 ce qui avait amené le CNPE à déclarer un premier ESS (évènement significatif pour la sûreté) ; un second ESS a également été déclaré en 2021 dont les principaux constats concernaient l'identification d'écarts dans le cadre des contrôles effectués en 2015, 2018 et 2019 sur les DAB des lignes RCP ainsi que des écarts d'intégration du PBMP
(programme de base de maintenance préventive) concernant les DAB du CPP.
Compte-tenu de ces constats, l'ASN a considéré que le processus de contrôle des DAB n'était pas suffisamment sécurisé et vous a demandé de remettre en conformité vos équipements. Plusieurs remplacements d'équipements ainsi que des actions de contrôle des DAB ont été effectués et une relecture des contrôles exécutés au titre des PBMP AM 400-02 (hors CPP-CSP) et 400-03 (CPP CSP) a été réalisée. Il était également attendu de votre part de mener une analyse des causes profondes et de définir une organisation robuste afin d'éviter toute récurrence. Pour répondre à ces demandes, vous avez transmis un CRESS (compte-rendu d'évènement significatif) référencé D5160-RES-2-008-21 à l'indice 1 en date du 14 février 2022. Un des objectifs de l'inspection du 26 avril 2022 était donc de vérifier la déclinaison des actions proposées dans ce CRESS en particulier les actions en termes d'organisation des contrôles de conformité des équipements par rapport aux critères des PBMP applicables. La seconde partie de l'inspection était axée sur le suivi des supportages sur des équipements ESPN ; les inspecteurs ont choisi par sondage de s'intéresser aux lignes 1EASN03- N04TY. Une inspection réactive inopinée a été réalisée en complément de l'inspection du 26 avril compte tenu de la transmission d'éléments complémentaires demandés par l'ASN.
Au vu des éléments recueillis lors des deux inspections, L'ASN a constaté des dysfonctionnements significatifs en termes d'organisation, de réalisation et de contrôle d'activités sur des équipements identifiés comme éléments importants pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement. L'ASN attend une action forte de votre part pour vous assurer que les pratiques relevées suite aux inspections des 26 avril et 31 mai 2022 ne soient pas systémiques et pour mettre en place une organisation robuste et pérenne qui vous permettra de transmettre rapidement tout élément demandé par l'ASN sans que la transmission attendue ne nécessite de multiples relectures sources légitime d'inquiétude quant à la sincérité des informations finalement transmises.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Organisation des contrôles et transmission des informations à l'ASN Dans le cadre de votre analyse approfondie de l'évènement significatif N°2-008-21 dont le libellé est « dispositif autobloquants des lignes RCP en dehors de critères de réserve de course depuis 2015 », vous avez identifié une action corrective accompagnée d'engagements :
réaliser une relecture des derniers contrôles de supportage et des DAB CPP/CSP,
rédaction d'une synthèse à transmettre à l'ASN.
Une FA (fiche d'action) caméléon n°A000234793 a été rédigée par vos soins pour tracer la réalisation de ces engagements. Vous avez transmis à l'ASN un courrier référencé D5160-SMC/GR-CD 4408683 le 11 février 2022 faisant état d'absence de détection d'anomalie dans le cadre de cette relecture pour les tranches 1 et 2. Vous précisez néanmoins ne pas avoir retrouvé certains dossiers papiers concernant les DAB sur les équipements 2VVP001/002TY et 2 RCV101TY.
Les inspecteurs de l'ASN vous ont donc demandé le 26 avril 2022 d'apporter les éléments de preuve qui vous ont permis de conclure en ce sens. Vous avez alors présenté un tableau traçant l'ensemble des relectures effectuées pour les tranches 1 et 2 sur CPP/CSP et hors CPP/CSP. Compte-tenu de la volumétrie des contrôles effectués, les inspecteurs vous ont demandé si des écarts ou non-conformités étaient recensés dans ce tableau ; vous avez répondu que les relectures effectuées n'avaient pas mis en évidence de non-conformité. Les inspecteurs vous ont donc demandé de transmettre ce tableau à l'ASN afin de réaliser, a posteriori, un examen plus approfondi des données recensées.
Suite à l'inspection et à votre demande, une réunion d'échanges a été réalisée le 12 mai 2022 sur le sujet de la transmission de ce tableau. Vous avez déclaré avoir réalisé une vérification ultime du tableau avant transmission à l'ASN. Dans ce cadre, vous avez détecté plusieurs anomalies par rapport aux critères définis dans vos référentiels techniques applicables (absence d'exploitation des critères de débattement, contrôle non réalisé, absence de contrôle des DAB après remplacement, non-respect des périodicités de contrôle, oubli d'équipement). Vous avez alors conclu avoir transmis le courrier référencé D5160-SMC/GR-CD 4408683 du 11 février2022 faisant état d'absence de détection d'anomalie sur la base de données erronées. Suite à ce constat, l'ASN a réalisé une inspection réactive et inopinée le 31 mai 2022 afin d'investiguer sur l'enchaînement des événements et sur l'organisation existante qui vous ont amené à cette situation.
L'article 2.5.6 de l'arrêté du 7 février 2012 vous demande de transmettre à l'ASN les actions préventives, correctives et curatives décidées ainsi que le programme de leur mise œuvre dans le cadre de votre analyse approfondie d'évènement significatif. Cet article exige également de vous assurer de la mise en œuvre effective des actions décidées et que si certaines de ces actions ne peuvent être réalisées dans les délais mentionnés, vous devez transmettre une mise à jour du rapport.
Afin de tracer ces actions, vous avez ouvert en interne une fiche d'action dans votre logiciel Caméléon.
Les inspecteurs de l'ASN vous ont demandé de présenter cette fiche lors de l'inspection du 31 mai et ils ont constaté que le courrier D5160-SMC/GR-CD 4408683 y était bien référencé et présent en pièce jointe de la fiche d'action. Ils ont également constaté l'existence de deux autres fichiers en pièces jointes : un tableau Excel intitulé « tableau DAB » ainsi qu'un autre tableau intitulé « Suivis analyse 2N 1P3621 » ; ces documents étant les documents techniques qui vous ont permis de rédiger le courrier de synthèse et de conclure à l'absence de détection de non-conformité.
Les inspecteurs de l'ASN ont donc souhaité consulter ces deux tableaux et ils ont constaté que le
« tableau DAB » était identique en termes de forme au tableau présenté le jour de l'inspection du 26 avril mais comportait un code couleur avec de nombreuses cases colorées permettant de tracer des écarts par rapport aux référentiels techniques. Des colonnes supplémentaires identifiées « vérification cohérence N / N-1 » apparaissent dans ce tableau contrairement au tableau transmis à l'ASN. Les inspecteurs ont donc constaté que le tableau utilisé pour rédiger le courrier D5160-SMC/GR-CD 4408683 présentait des éléments qui auraient dû vous alerter sur l'état de conformité de vos installations avant de conclure à l'absence de détection d'anomalies. L'analyse technique que vous avez réalisée sur la base des données référencées dans ce tableau est donc erronée.
A toutes fins utiles, je vous rappelle que lors de l'inspection, il a été confirmé aux inspecteurs l'absence d'écart alors que le tableau déjà en votre possession en identifiait.
Je vous demande de transmettre un courrier correctif du courrier D5160-SMC/GR-CD 4408683 avant le 27 juin 2022.
Je vous demande de réaliser une analyse approfondie et exhaustive des dysfonctionnements constatés et de me transmettre les dispositions techniques et organisationnelles **mises en place** suite à ce troisième évènement significatif concernant la thématique des DAB. Il convient de vous assurer que l'analyse qui sera faite de ces divers événements ne se contente pas d'identifier leur cause première (des critères non analysés) mais bien l'ens**emble des causes profondes ayant conduit** à la transmission d'informations erronées à l'ASN **et d'interroger l'ensemble de votre organisation.** Vous présenterez les premiers éléments de cette analyse lors de l'inspection de revue prévue du 27 juin au 1er **juillet 2022.**
Je vous demande également d'étendre votre analyse pour garantir l'absence de transmission de données erronées à l'ASN toutes activités confondues. Vous me transmettrez les mesures organisationnelles mises en place associées. **Vous présenterez les premiers éléments de cette**
analyse lors de l'inspection de revue prévue du 27 juin au 1er juillet 2022.
Vous vous êtes engagé à mettre en place une organisation robuste d'analyse globale des DAB pour la prochaine campagne d'arrêt prévue à partir d'octobre 2022. Cette organisation doit être définie au plus tard pour le 30 juin 2022.
Je vous demande de me transmettre les documents présentant cette organisation robuste attendue ainsi que votre plan d'actions d'application pour **le prochain arrêt de la tranche n°2.**
## Ii. Autres Demandes
Rappel sur les enjeux et exigences de l'assurance qualité et analyse de premier niveau ainsi que sur la culture sûreté Dans le cadre de votre analyse approfondie de l'évènement significatif N°2-008-21, vous avez identifié deux actions correctives (n°4 et 5) en lien avec les enjeux et exigences de l'assurance qualité et avec la culture sûreté. En effet, une des causes profondes identifie un manque d'exhaustivité de l'analyse de premier niveau. Il est donc indiqué comme action corrective 4 : « faire un rappel managérial sur les enjeux et exigences de l'assurance qualité et de l'analyse premier niveau aux équipes SMC ». Il est également précisé en action corrective 5 : « Rappeler le sens de la culture sûreté à travers cet exemple lors de la présentation de la charte éthique EDF à l'ensemble des collectifs élémentaires de travail du CNPE. »
Vous précisez que ces actions ont été soldées dans le cadre du RES 1-007-19. Lors de l'inspection, vous avez expliqué que ces actions avaient été menées en 2019 et qu'elles sont valorisées à nouveau dans le CRESS de 2021. Aucune nouvelle action d'information ou de sensibilisation n'a été menée malgré les constats de 2021 qui ont mis en évidence une récurrence des non-conformités sur les contrôles DAB.
Je vous demande de réitérer les actions managériales et de communication sur les sujets des enjeux et des exigences de l'assurance qualité ainsi que sur la culture sûreté en prenant en considération l'ensemble du REX établi suite aux ESS déclarés en 2019, 2021 **et 2022.** Vous avez également présenté lors de l'inspection du 26 avril la PNM (procédure nationale de maintenance) concernant les contrôles généraux des DAB tuyauterie référencée D0900PNM00651 ind2 mise à jour le 1er avril 2022. Vous avez précisé que cette mise à jour a été réalisée suite aux nombreux constats de non-conformités sur le parc ces deux dernières années. Ce sujet est piloté par la Task-Force nationale 21-14. Les gammes de contrôles présentées dans cette procédure ont été mises à jour en ajoutant notamment un positionnement sur la conformité des valeurs mesurées par rapport aux critères du PBMP et en précisant clairement sur un schéma la côte à mesurer sur l'équipement. En examinant les différences entre les indices 1 et 2 de la procédure, les inspecteurs de l'ASN ont constaté qu'il existait deux indices 1 de la PNM avec deux dates de mise à jour différentes (2018 et 2021) qui présentaient des schémas opérationnels différents pour les DAB LISEGA 2 concernant les côtes « Z » à mesurer. Les modes opératoires mis à disposition des intervenants présentaient donc des différences concernant la réalisation de mesures réglementaires. Cette procédure étant nationale, les évolutions constatées ont donc impacté l'ensemble du parc nucléaire et ont potentiellement généré de la confusion pour les exploitants et les intervenants.
Je vous demande en conséquence de vous rapprocher de vos services nationaux, notamment de la Task-Force 21-14 en charge du sujet afin de vous assurer que la PNM ind2 du 1er avril 2022 a bien pris en compte le REX négatif des dernières années **; que cette procédure ne présente plus** d'incohérences et permet de justifier **de la conformité des équipements aux PBMP applicables.** Les inspecteurs ont regardé par sondage la relecture réalisée des contrôles. Ils se sont intéressés au DAB R570-5A Sur la tuyauterie 2 ARE 002 TY présente sur le réacteur n°2. L'exploitant a précisé que la relecture réalisée des documents associés au contrôle statuait sur la conformité du DAB. Les DSI
(dossiers de suivi d'intervention) ont également été consultés. Les inspecteurs de l'ASN ont constaté que les critères de conformité par rapport au référentiel technique n'apparaissent pas clairement sur ce document et aucune activité AIP n'est identifiée.
Je vous demande en conséquence de vous rapprocher de vos services nationaux, notamment de la Task-Force 21-14 en charge du sujet afin de vous assurer d'avoir à disposition des documents de contrôle opérationnels (gammes de contrôles, DSI…) **en déclinaison de la PNM ind2 du** 1 er avril **2022.**
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn Visite Terrain Lignes Eas Observation Iii.1 : Défaut De Repérage D'Équipement
Les inspecteurs ont identifié les lignes EASN03 et N04TY pour effectuer la visite terrain (portion des équipements 1 RF ET 2RF jusqu'à l'enceinte Bâtiment réacteur). Les inspecteurs ont constaté des traces de rouille sur plusieurs supportages ainsi que l'absence de repérage pour plusieurs supportages identifiés lors de l'inspection.
## Suivi Des Intervenants En Termes De Formation
Plusieurs actions ont été menées vers l'entreprise intervenante en charge des contrôles sur les équipements. Un plan d'actions a été demandé à l'entreprise afin d'améliorer le contrôle de la qualité des dossiers, améliorer l'appropriation de l'activité et du référentiel et améliorer les compétences des salariés de l'entreprise. Vous avez présenté le jour de l'inspection les différents courriers envoyés à l'entreprise sous-traitante ainsi que le suivi du plan d'actions. Des cessions de formation ont également été réalisées par EDF auprès de l'entreprise sous-traitante.
## Observation Iii.2 : Formation
La continuité de la formation de vos intervenants devra être garantie afin de vous assurer de la qualification de vos sous-traitants pour effectuer les contrôles DAB et supportages. Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, **à l'exception des demandes I.1, I.2 et I.3 pour** lesquelles un délai plus court a été fixé, et selon les modalités d'envois figurant ci-dessous, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations et répondre aux demandes susmentionnées reprises en paragraphe II du présent courrier. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la division d'Orléans Signée par : Arthur NEVEU |
INSSN-LIL-2022-0349 | Référence courrier :
CODEP-LIL-2022-039512 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité B.P. 149 59820 GRAVELINES
Lille, le 5 août 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
CNPE de Gravelines - INB n° 97 Lettre de suite des inspections des 12 avril, 27 avril, 11 mai et 24 mai 2022 **sur le thème**
"Inspections de chantiers durant l'arrêt pour 4ème **visite décennale du réacteur 3"**
N° dossier : Inspection n° **INSSN-LIL-2022-0349**
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-0444 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires à eau sous pression
[4] Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables INB pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en références, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, des inspections ont eu lieu les 12 avril, 27 avril, 11 mai et 24 mai 2022 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème
"Inspections de chantiers durant l'arrêt pour 4ème **visite décennale du réacteur 3".**
Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent, rédigés selon le nouveau formalisme adopté par l'ASN pour renforcer son approche graduée du contrôle.
## Synthese De L'Inspection
Ces inspections avaient pour objet l'examen des chantiers en cours lors de l'arrêt pour quatrième visite décennale (VD4) du réacteur 3 du CNPE de Gravelines. Les inspecteurs ont effectué plusieurs visites inopinées dans le bâtiment réacteur (BR), le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), le bâtiment de stockage du combustible (BK), et hors de l'îlot nucléaire, en particulier au niveau du bâtiment électrique (BL), de la station de pompage et des moteurs diesels de secours. Ils y ont contrôlé les chantiers en cours au moment de leurs visites. Leurs constatations vous ont été exposées lors des synthèses qui ont été faites à l'issue des visites afin que les suites adaptées puissent être données, le plus tôt possible, par vos services.
A ce jour, la 4ème **visite décennale n'est pas encore terminée, et celle-ci n'a pas connu d'évènements**
fortuits techniques majeurs. En amélioration par rapport à la VD4 du réacteur 1, des constats concernant des défaillances en matière d'entreposage de déchets, du colisage, de la propreté radiologique et de la radioprotection ont toutefois été relevés.
L'intégration du retour d'expérience (REX) reste très perfectible, en particulier sur la machine de mise en dépression du circuit primaire et sur certaines dispositions de radioprotection constatées inefficaces et mises en œuvre à la suite d'écarts détectés lors d'arrêts de réacteurs précédents. Un certain nombre d'écarts a été soulevé lors de la visite de la station de pompage, ils devront faire l'objet d'actions correctives justifiées avant la divergence du réacteur 3. Concernant la réalisation des activités, quelques constats, en matière d'assurance qualité sur les documents de réalisation des chantiers ainsi que sur des contrôles inaboutis, ont été relevés
(contrôles sur le système ASG1 **par exemple ou sur une pompe EAS**2).
En conclusion, sur l'ensemble de l'inspection, différentes demandes d'actions correctives sont formulées à propos d'écarts relevés lors des visites, d'autres points appellent des demandes de compléments d'information (bilans de contrôles, transmission de documents). En outre, certaines questions proviennent du suivi quotidien de l'arrêt de réacteur couvrant la période du 19 mars au 3 août 2022.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement** I.1 - Corrosion Externe Localisée De Lignes Rri3 **De La Voie B Au Droit De Traversées Du Réacteur 5** Du Cnpe De Gravelines
Vos services ont déclaré, le 21 juin 2022 sur le réacteur 5, un évènement significatif dans le domaine de la sûreté (ESS 05 22 006) suite à la détection de corrosion externe localisée sur certaines tuyauteries au droit de traversées de la voie B du système RRI remettant en cause leur tenue au séisme. Ce sujet étant potentiellement générique, le CNPE de Gravelines s'est engagé à contrôler l'ensemble des lignes équivalentes sur les autres réacteurs du site.
Transmettre le bilan détaillé de ces contrôles pour le réacteur 3. Ce bilan devra faire apparaître les lignes contrôlées, une cartographie des points de mesures avec les résultats, les défauts éventuels constatés, et le traitement de ces derniers conformément au point I de l'article 2.6.3 de l'arrêté INB [2].
1 **ASG : système de secours d'alimentation en eau des générateurs de vapeur**
2 **EAS : Système d'Aspersion de Secours de l'enceinte.**
3 **RRI : Système de Refroidissement Intermédiaire. Ce circuit sert à refroidir l'ensemble du matériel. Il est lui-même refroidi**
par le circuit SEC
Lors de l'inspection de chantier du 24 mai 2022, les inspecteurs ont constaté que les lignes RRI situées, cette fois, en galerie technique de la voie B présentaient des piqûres de corrosion à de nombreux endroits. Les inspecteurs ont demandé à vos services si ces tuyauteries avaient fait l'objet de contrôles, avec quels résultats et pour quelles prescriptions de maintenances associées. Ces derniers ont répondu qu'un brossage et une remise en peinture de l'ensemble seront effectués au cours de l'arrêt sans détailler les raisons ayant amenées à cette solution de traitement.
Transmettre les éléments d'analyses justifiant la suffisance du traitement adopté pour résorber les défauts constatés sur ces lignes RRI. Compléter cette transmission en apportant les réponses sur les contrôles avant constatation et les prescriptions de maintenance.
## Ii. **Autres Demandes** Ii.1 - Traitement Des Écarts
Conformément au point I de l'article 2.6.3 de l'arrêté INB [2], "l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à :
- *déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ;* - *définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ;* - *mettre en œuvre les actions ainsi définies ;* - évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre.
Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives".
## Ii.1.A. Unités De Traitement Des Réservoirs Planchers Et Chimiques Du 8 Teu
Vous avez déposé un dossier de déclaration d'une modification temporaire de votre installation, en application de l'article R.593-59 du Code de l'environnement, concernant l'exploitation temporaire de deux unités mobiles de traitement des effluents "drains de planchers" et "drains chimiques" du circuit TEU4 **de la tranche 8 (commun des réacteurs 3 et 4). Cette modification, pour pallier à**
l'indisponibilité du système de traitement des effluents 8 TEU 001 EV (évaporateurs), est applicable jusque fin 2023.
Dans le cadre de l'inspection de chantier du 12 avril 2022, les inspecteurs ont contrôlé ce dispositif ainsi que la traçabilité des vérifications à effectuer par vos services en préalable à l'exploitation de cette modification. Les inspecteurs vous ont fait part de certains constats portant sur une balise gamma dégradée (portière ouverte) et sur le manque de robustesse de quelques dispositifs de récupération d'égouttures dégradés ou rendus inopérants. Ces écarts n'avaient pas été repérés par vos services au jour de l'inspection.
Traiter ces écarts conformément au point I de l'article 2.6.3 de l'arrêté INB [2]
## Ii.1.B. Assemblage Boulonnés Sensibles - Demande Particulière 222 (Dp 222)
La DP 222 (prescription interne EDF) demande de vérifier l'étanchéité des assemblages sensibles à chaque arrêt de réacteur. En cas de fuite, il est demandé de procéder au remplacement du joint d'étanchéité, de contrôler son centrage ainsi que d'assurer la bonne concentricité et le bon serrage de l'assemblage boulonné.
Dans le cadre des contrôles visuels réalisés à la mise à l'arrêt du réacteur au droit des assemblages boulonnés suivis au titre de la DP 222, plusieurs plans d'actions (PA) ont été ouverts suite à la présence de traces de bore sec au droit de certains assemblages. En inspection de chantier, les inspecteurs ont regardé les assemblages 3 RCV 402 et 406 KD (pour lesquels des PA ont été ouverts)
et ont constaté que des traces de bore sec étaient encore présentes alors que les actions curatives auraient été réalisées selon votre intervenant.
Il vous a été demandé, à l'issue de l'inspection, de confirmer ces informations et d'expliquer la présence de ces traces de bore. Aucune réponse n'a été apportée depuis.
Confirmer les informations susmentionnées et vérifier que les écarts sur ces assemblages ont été traités conformément au point I de l'article 2.6.3 de l'arrêté INB [2].
## Ii.1.C. Locaux Des Casemates Vvp5
Les inspecteurs ont visité les locaux des casemates VVP pour connaître l'état d'avancement de la modification référencée PNPE 1141 (modification des internes des vannes réglantes du système de contournement turbine de la vapeur vers l'atmosphère). Ils y ont constaté un système de collecte de fuite se situant sous la tuyauterie 3 VVP 084 TY. Vous avez précisé qu'il s'agit des lignes de récupération des condensats et fuites vers les entonnoirs des soupapes VVP, probablement posées avant l'arrêt pour visite décennale du réacteur. Toutefois, à ce jour, aucune réponse n'a été apportée par vos services sur l'impact de cette fuite sur le matériel environnant.
Traiter cet écart conformément au point I de l'article 2.6.3 de l'arrêté INB [2] et analyser l'impact de cette fuite sur le matériel environnant.
## Ii.1.D. Source Froide
Les inspecteurs ont contrôlé, par sondage, l'état d'équipements et matériels liés à la source froide
(locaux SEC6**, échangeurs SEC/RRI, tuyauteries RRI). Lors de différentes inspections de chantier, ils**
ont constaté :
- **une fuite non repérée par vos services au niveau du piquage inférieur du tronçon SEC référencé**
T23 ;
- **de la corrosion sur la tuyauterie située à proximité du capteur de température 3 RRI 084 MT ;**
- un mauvais état de la tuyauterie SEO7 **située dans le local des échangeurs SEC/RRI voie A ;**
- **au niveau du robinet 3 RRI 029 VN, de la corrosion superficielle était présente sur la partie**
commande manuelle, le plateau de verrouillage, sur le carter de l'actionneur, mais aussi sur les éléments de boulonnerie. Ce robinet fera l'objet d'un traitement au cours de l'arrêt (brossage et remise en peinture), sans apporter de justification de la tenue de l'assemblage boulonné en l'état ;
- **un piquage fortement corrodé sur la ligne du support SG5463 (brossage et remise en peinture**
prévus sur l'arrêt) ;
- **un état dégradé (corrosion) du piquage situé sous la vanne 3 RRI 029 VN, pour lequel vous n'avez**
apporté aucune réponse de traitement.
## Demande Ii.1.D.1
Traiter ces écarts conformément au point I de l'article 2.6.3 de l'arrêté INB [2]. Présenter les justifications ayant abouti aux solutions de traitement.
A la suite de la détection d'une fuite importante sur le presse-étoupe (PE) de la pompe 6 SEC 002 PO du réacteur 6, une expertise visuelle a permis d'identifier la rupture en partie basse des deux goujons de fouloir du fait d'une corrosion importante.
Les goujons mis en place lors de la dernière visite complète de la pompe 6 SEC 002 PO en décembre 2020 étaient en acier revêtu alors que de l'acier inox était attendu. A la suite de ce constat, des contrôles ont été réalisés sur les autres réacteurs du CNPE. Dans le cas du réacteur 3, les deux pompes de la voie B 3 SEC 002 et 004 PO sont concernées.
Lors de l'inspection du 12 avril 2022, les inspecteurs ont questionné vos représentants sur l'aspect déclaratif de ces écarts au titre de l'arrêté INB [2] associés à ces écarts constatés sur le réacteur 3, ainsi que sur leur positionnement quant à l'émergence d'un écart de conformité. Les éléments apportés, à ce jour, à nos différents questionnements ne nous semblent pas pertinents, notamment vis-à-vis de l'absence d'écart de conformité. Sur ce point, votre argumentaire s'appuie notamment sur le fait que la matière des goujons de fouloir constitue un critère opérationnel et non une exigence définie, et qu'une fuite importante sur le PE ne remettrait pas en cause le rôle de la pompe d'un point de vue sûreté sans préciser l'impact sur le débit requis au titre de la démonstration de sûreté.
Au sens du guide ASN n° 21, *"un écart de conformité est défini comme un écart à une exigence définie* d'un élément important pour la protection (EIP), lorsque cette exigence est issue de la partie de la démonstration de sûreté nucléaire relative aux risques d'accidents radiologiques".
## Demande Ii.1.D.2
Préciser votre position concernant l'impact sur le débit requis d'une pompe SEC au titre de la démonstration de sûreté dans le cas d'une rupture de l'assemblage (goujons en acier revêtu) ayant pour conséquence une fuite du presse-étoupe importante. Votre réponse devra prendre en compte les situations d'une pompe SEC en fonctionnement normal et accidentel.
## Demande Ii.1.D.3
Apporter, en lien avec vos services centraux, des éléments vis-à-vis du caractère potentiellement générique palier de l'écart relatif au non-respect de la matière des goujons de fouloir des presseétoupes des pompes SEC du CNPE de Gravelines.
## Ii.2 - Assurance Qualité Et Aip8 Ii.2.A. Contrôles Dp 347
L'article 2.5.3 de l'arrêté [2] impose 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 accompli". L'article 2.5.6 de l'arrêté [4] indique également 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".
Dans le cadre de l'instruction du programme de l'examen de conformité des tranches (ECOT) des réacteurs de 900 MWe pour les VD4, EDF a prescrit des contrôles complémentaires via la demande particulière DP 347.
Dans les locaux des pompes ASG, les inspecteurs ont souhaité vérifier le respect des prescriptions de cette DP. Sur une des deux motopompes ASG, les contrôles étaient terminés et la gamme de traçabilité de ces derniers était renseignée conforme. Toutefois, les inspecteurs ont relevé que les points à vérifier se faisaient exclusivement de manière visuelle. Pourtant, certains critères liés à la concentricité et au parallélisme des brides d'assemblages boulonnées nécessitent potentiellement plus qu'un simple contrôle visuel.
Vos intervenants ont confirmé, à l'issue de l'inspection, qu'une nouvelle gamme sera créée afin de reprendre les exigences sur les modalités des contrôles à réaliser et sur la traçabilité des résultats
(plan qualité, définition des AIP, contrôles techniques associés).
## Demande Ii.2.A.1
Transmettre la nouvelle gamme comprenant à la fois le plan qualité susmentionné et renseignée des contrôles à mener au titre de la DP 347 sur la pompe 3 ASG 002 PO.
Les inspecteurs ont détecté une sous-implantation sur une liaison du jeu de bride à l'aspiration de la 3 ASG 002 PO. Cet écart n'a pas été piégé par vos contrôles DP347.
Les contrôles au titre de la DP 347 ont également été réalisés dans le cadre de la VD4 du réacteur 1.
Interrogés sur ces contrôles par les inspecteurs, vos représentants ont indiqué qu'une sousimplantation avait été traitée et confirmée sans impact pour le fonctionnement par votre ingénierie.
## Demande Ii.2.A.2
Traiter cet écart présent sur la pompe 3 ASG 002 PO conformément au point I de l'article 2.6.3 de l'arrêté INB [2]. En cas de maintien en l'état, justifier en transmettant une position formalisée de vos services spécialisés. Transmettre également la position formalisée de votre ingénierie sur l'absence d'impact de la sous-implantation susmentionnée du réacteur 1.
## Ii.2.B. Jeu Entre La Chaise Palière Et Le Corps De La Turbine De La Turbopompe 3 Asg 003 Po
Sur un des réacteurs du parc, un jeu anormal entre la chaise palière et le corps de la turbine de la turbopompe ASG avait été détecté en raison d'un mauvais serrage des vis d'assemblage. Les inspecteurs ont interrogé vos services sur la vérification du jeu dans le cadre d'un retour d'expérience rapide.
En inspection de chantier du 11 mai 2022, la gamme de contrôle a été vérifiée et il a été relevé une incohérence entre les prescriptions de serrage et l'outillage utilisé. En effet, le dossier consulté sur place, par les inspecteurs, indique l'utilisation d'une clé dynamométrique ayant une plage de couple de serrage comprise entre 60 et 360 N.m. Or, les serrages demandés par la gamme sont d'abord une passe de vérification à 50 % soit 30 N.m puis un serrage à 52 N.m. Ces contrôles de serrage ne sont pas tracés dans la gamme. Suite à ces constats, vos services ont transmis le plan qualité d'intervention sur la turbine de la pompe 3 ASG 003 PO dans lequel figure la référence de la clé qui aurait été utilisée avec une plage de serrage adéquat (de 20 à 100 N.m) mais sans joindre sa fiche d'étalonnage. En conséquence, vous avez rédigé une nouvelle gamme d'intervention répondant aux prescriptions du contrôle de non desserrage de la chaise palière de la turbine pour réaliser à nouveau cette vérification.
## Demande Ii.2.B Transmettre La Gamme Renseignée De Ces Nouveaux Contrôles. Ii.3 - Entreposage Et Charge Calorifique
La décision en référence [4] prévoit que "l'exploitant définit des modalités de gestion, de contrôle et de suivi des matières combustibles ainsi que l'organisation mise en place pour minimiser leur quantité, dans chaque volume, local ou groupe de locaux, pris en compte par la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie".
Lors des différentes inspections des 12, 27 avril, 11 et 24 mai 2022, les inspecteurs ont notamment constaté :
- **la présence de nombreux matériels entreposés dans les locaux des casemates VVP, avec des**
fiches d'entreposages non renseignées ;
- l'entreposage de bouteilles d'argon arrimées sur les registres DVK9 **avec une fiche d'entreposage**
validant cette situation (local K216) ;
- **la présence de déchets, d'éléments d'échafaudage dans le couloir situé à proximité de l'entrée en**
galerie SEC de la voie B ;
- **la présence de nombreux sacs de déchets présents en entrée de galerie SEC alors que les travaux**
voie B étaient terminés depuis plusieurs semaines.
Quelques écarts ont été traités lors de l'arrêt, cependant, la maîtrise par le site des charges calorifiques entreposées dans différents locaux de l'installation doit s'améliorer vis-à-vis du risque incendie.
Réaliser le retour d'expérience lié à la gestion de l'entreposage et à la maîtrise de la charge calorifique lors des arrêts de réacteur. Définir des mesures efficaces pour éviter le renouvellement de ces écarts, notamment lors des prochaines visites décennales.
## Ii.4 - Intégration Du Retour D'Expérience (Rex) Issus Des Arrêts De Réacteurs Précédents
L'article 2.4.1 de l'arrêté INB [2] précise que :
"[…]
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".*
## Ii.4.A Chantiers Et Machine De Mise En Dépression Du Circuit Primaire (Med Cp)
La mise en dépression du circuit primaire est un élément de radioprotection important pour les intervenants d'un chantier qui permet, notamment, d'éviter d'éventuelles contaminations. La machine de mise en dépression du circuit primaire (MED CP) est située à 20 mètres dans le bâtiment réacteur et l'organisation du site prévoit que chaque intervenant sur un chantier du circuit primaire préalablement identifié doit se faire connaître. Le chargé de la mise en dépression pourra ainsi l'avertir en cas de dysfonctionnement de la mise en dépression et interrompre les chantiers concernés.
Le 11 mai 2022, les inspecteurs sont allés sur place pour s'assurer de la bonne prise en compte du REX négatif constaté lors de la VD4 du réacteur 1 en 2021. Ils ont pu consulter les fiches de suivi de la MED CP et plusieurs constats ont été faits :
- **incohérence dans le remplissage de ces fiches (certains points sont contrôlés, d'autres non,**
parfois conformes, parfois non conformes) ;
- **constats non traités et pourtant signalés depuis plusieurs jours (poires absentes, test lampe,**
présence d'eau dans le déprimogène, pile du radiamètre) ;
- **conduites à tenir peu claires en cas de problèmes rencontrés ;** - **impossibilité à disposer d'un planning à jour des chantiers sous MED CP en cours le jour de**
l'inspection, ce qui ne permet pas au prestataire de connaître en temps réel les chantiers sous MED CP en cas d'alarme ;
- **absence d'identification d'un interlocuteur unique pour remonter les problèmes rencontrés sur**
la MED CP.
Malgré les dispositions prises, la situation ne s'est donc pas améliorée par rapport aux écarts vus lors de la VD4 du réacteur 1. Toutefois, votre service logistique en charge de la MED CP a réagi de manière réactive en engageant un plan d'actions immédiat pour traiter ces écarts vus par les inspecteurs.
## Demande Ii.4.A
Pérenniser dans votre organisation ce retour d'expérience lié à votre gestion de la mise en dépression du circuit primaire. Evaluer l'efficacité des mesures prises pour éviter le renouvellement de ces écarts sur les prochains arrêts de réacteurs.
## Ii.4.B **Rex De L'Inspection Référencée Inssn-Lil-2021-0360 Et Radioprotection**
Le 11 mai 2022, en inspection de chantier, les inspecteurs ont accédé au local de la pompe 3 EAS 001 PO afin de vérifier certaines activités prévues. Ils ont fait les constats suivants sur les dispositifs de radioprotection installés :
- **le saut de zone n'était pas efficace (placement inadapté) ;** - **l'ictomètre de contrôle était installé à un endroit où le bruit de fond ne permettait pas son**
utilisation. Il était également branché sur batterie, elle-même déchargée ;
- **plusieurs intervenants ont pénétré dans le local sans s'assurer du bon fonctionnement de cet**
appareil ;
- **de l'eau, dont l'origine n'était pas connue, était présente sur le sol.**
Le saut de zone a été déplacé pour permettre de sortir des locaux visités. Ces constats sont récurrents, et déjà vus sur les arrêts précédents récents. Suite à l'inspection référencée INSSN-LIL-2021-0360, vous aviez prévu de mettre en place des dispositions pour éviter le renouvellement de ces écarts. Ces dernières n'ont pas été mises en œuvre le jour de l'inspection. Vous avez répondu que différents chantiers dans cette zone nécessitant des conditions d'accès différentes, en complément du chantier PNPP1811 EASu (modification VD4), ne vous ont pas permis de mettre en œuvre les dispositions prises.
## Demande Ii.4.B
Intégrer ce retour d'expérience lié à ces écarts afin d'améliorer les dispositions prises à l'issue de l'inspection INSSN-LIL-2021-0360, **pour éviter de les reproduire, en particulier lors des** prochaines visites décennales.
## Ii.5 - Fuites Piscine Du Bâtiment Réacteur (Br)
Lors de l'inspection du 12 avril 2022, les inspecteurs ont constaté, dans le BR, sur la partie génie civil (GC) affectée par les fuites de la piscine BR, des dégradations ainsi que des coulures associées à de la corrosion. Interrogés sur l'état du GC, vos intervenants ont indiqué que les traces de coulures de corrosion provenaient des armatures métalliques du GC.
En l'absence de gonflement du béton indiquant une cinétique du phénomène de corrosion au niveau des aciers, vos représentants statuent sur l'absence d'impact sur la tenue structurelle du génie civil. Par ailleurs, les études menées par vos services centraux concluent à l'absence de nocivité sur les structures de génie civil des infiltrations d'eau borée.
Le plan d'actions mis en place par vos services vis-à-vis de cette fuite de la piscine BR du réacteur 3 prévoit des contrôles de la paroi du GC dans le local du tube de transfert, afin de noter une éventuelle évolution de l'état du béton. Le GC côté BR qui pourrait être impacté par la fuite ne semble pas pris en compte dans ces contrôles. Les contrôles réalisés doivent permettre une ré-interrogation des actions de traitement en cas de dégradation du béton.
Justifier cette absence d'impact de la fuite de la piscine du réacteur 3 sur les structures GC côté BR. Le cas échéant, envisager l'intégration de ces structures GC dans vos contrôles périodiques.
Transmettre des éléments sur l'évolution de l'état du GC en lien avec la fuite présente sur la piscine du réacteur 3 constatée lors de l'arrêt. Traiter cet écart conformément au point I de l'article 2.6.3 de l'arrêté INB [2].
Enfin, à ce jour, concernant le suivi de fuites et le système de collecte mis en place, aucune réponse n'a été apportée aux interrogations des inspecteurs, notamment sur :
- **la manière dont sont réalisées les mesures de débit de fuite au niveau de la bâche de récupération**
et du drain lors de cet arrêt ;
- **la transmission des relevés et leurs comparaisons avec ceux des années précédentes ;** - **le protocole mis en place vis-à-vis des risques chimique et radiologique lors des relevés et de la**
vidange de la bâche ;
- **la bâche plastique, servant de rétention et posée sur caillebotis, pourrait conduire à un possible**
déversement accidentel d'eau borée.
Transmettre les éléments de réponses. Transmettre vos conclusions sur l'analyse de suivi de fuites.
## Ii.6 - Transmission De Documents
Dans le cadre des échanges lors de l'arrêt du réacteur ou à la suite d'inspections de chantiers, plusieurs demandes de transmission de documents ont été faites. Les éléments suivants ne nous sont toujours pas parvenus :
- la gamme renseignée de contrôle au titre de la disposition transitoire DT 375 **sur la vanne**
3 EAS 131 VB ;
- le dossier de réalisation du renfort des pieds d'ancrage de la bâche 3 RIS10 **004 BA ;**
- **le bilan des liaisons déjà contrôlées au titre de l'annexe 4 de l'indice 4 de la demande particulière**
DP 331 et celles restant à contrôler ;
- **les éléments de preuve du respect de la demande particulière DP 355 indice 0 lors de la visite**
complète de la pompe de test 8 RIS 011 PO ;
- **les gammes renseignées des contrôles de mesures d'isolement réalisés sur les moteurs des**
pompes RRA au titre de la disposition transitoire DT 376 indice 0, ainsi que le suivi de tendance associé.
## Demande Ii.6.1 Transmettre Les Éléments Demandés.
La DT 375 relative au "maintien de la qualification aux conditions accidentelles à partir des VD4 - Activités périodiques à réaliser par les CNPE **prescrit :**
- d'analyser les exigences de son annexe 1 au regard des matériels présents sur les tranches et de leur historique de maintenance,
- *en fonction des résultats de l'analyse précédente, de programmer les activités périodiques nécessaires au* maintien de la qualification au plus tard en VD4 voire à la VP suivant la VD4 (si autorisé dans l'annexe 1)".
Transmettre, pour le réacteur 3, les éléments répondant aux prescriptions de la DT 375.
## Iii. **Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn** Iii.1 - Risque Fme
Dans les locaux SEC/RRI, dans le cadre d'activité de rénovation sur les tronçons SEC, les inspecteurs ont constaté l'inefficacité (soit mal fixés, soit inadaptés) de dispositifs FME11 **sur certains tronçons**
déposés et au niveau de l'ouverture d'un des échangeurs SEC/RRI. Vos services ont expliqué que, sur un tronçon, la face de bride venait d'être rénovée (néoprène) par votre prestataire et qu'un temps de séchage était nécessaire pour la durabilité de la réparation. Une phase de vérification est prévue dans le plan qualité de l'intervention pour s'assurer de l'absence de corps étrangers et un rappel de sensibilisation a été fait sur ce risque à votre prestataire.
Vous voudrez bien me faire part, au plus tard **en amont du dossier de demande d'autorisation de** la divergence et selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**, de vos remarques et observations,**
ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. La transmission de vos réponses au fil de l'eau est à privilégier afin de faciliter leur instruction. **Pour** les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle, par ailleurs, qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L.125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du pôle REP,
Signé par Bruno SARDINHA
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 3 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive (zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/. Le lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé sur la boîte fonctionnelle de l'entité [email protected]. Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 3 Mo : à adresser sur la boîte fonctionnelle de l'entité [email protected].
Envoi postal : à envoyer à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier. |
INSSN-BDX-2022-0055 | BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX Bordeaux, le 3 mai 2022 Objet :
Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Golfech Inspection n° INSSN-BDX-2022-0055 du 12 avril 2022 Contrôle des arrêts de réacteur VD 23 Golfech 1- Chantiers
Référence courrier :
CODEP-BDX-2022-021205 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech
## 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] **Evénement Intéressant pour l'Environnement (EIE), déclaré le 7 février 2022, concernant la**
présence d'effluents du circuit secondaire (SER) avec des traces d'irisation dans un ouvrage en béton présentant des défauts qui peuvent remettre en cause l'étanchéité de l'ouvrage ;
[4] **Evénement Significatif pour l'Environnement (ESE), déclaré le 31 mars 2022, concernant la présence**
d'effluents dans la rétention du déshuileur 1 SEK 011 DH ;
[5] **Règle Nationale de Maintenance - Traitement des constats et écarts des ouvrages et des matériels**
de génie civil - Réf. D455015008970, indice 0 du 16 juin 2015 ;
[6] **Plan d'action N° 00259508 intitulé é1SEK011DH / 1HMF401PS - Ecart - Fissures et décollements -**
D305214038921 ».
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 12 avril 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech sur le thème « Contrôle des arrêts de réacteurs - Visite Décennale n°23 du réacteur 1 - Chantiers ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
Le réacteur 1 du CNPE de Golfech a été arrêté le 26 février 2022 pour maintenance et rechargement en combustible. Une inspection de chantiers inopinée s'est déroulée le 12 avril 2022. La majeure partie de l'inspection s'est effectuée sur le terrain. A l'issue de cette inspection, les inspecteurs ont constaté que les contrôles de conformité et travaux à réaliser sur les chantiers qu'ils étaient venus voir, étaient en cours de réalisation :
- **le traitement de la corrosion sur le système de filtration d'eau brute SFI ;**
- **la réfection de la rétention ultime 1 SEK 011 BA du déshuileur 1 SEK 011 DH ;** - **les contrôles sur le groupe diesel de secours 1 LHP.**
En outre, les inspecteurs se sont rendus dans le local de crise LTC situé à proximité de la salle de commande. De manière générale, les inspecteurs considèrent que l'inspection s'est déroulée dans de bonnes conditions. Ils soulignent la qualité de l'organisation mise en place par le CNPE pour répondre à leurs questions. En effet, les interlocuteurs concernés par les sujets abordés se sont rendus disponibles et ont répondu de manière satisfaisante aux questions des inspecteurs.
Cependant, les inspecteurs sont dans l'attente d'un bilan recensant l'ensemble des mesures curatives, correctives et préventives qui seront prises pour traiter les défauts de corrosion sur le système SFI. Les inspecteurs considèrent que ce point est susceptible de remettre en cause l'accord de l'ASN pour la divergence du réacteur 1, à l'issue de son arrêt pour maintenance et rechargement en combustible. Par ailleurs, les inspecteurs attirent votre attention sur l'activité de gestion des permis feu exercée dans le local de gestion de crise LTC. Ils estiment que cette situation n'est pas conforme aux exigences de maitrise des situations accidentelles attendues de la part du CNPE de Golfech. Enfin, les inspecteurs déplorent avoir appris le lendemain de l'inspection, dans un point quotidien qui leur a été transmis par courrier électronique, l'existence d'une fuite de liquide non prévue dans une tuyauterie SEO du circuit des eaux pluviales (détectée le 11/04/2022). Cette fuite a amené le CNPE à installer des baudruches et à fermer la « vanne pelle » (le jour de l'inspection, le 12/04/2022) pour stopper le transfert indésirable de produits nocifs vers le milieu naturel. Au regard de la nature de l'aléa, les inspecteurs ont indiqué à vos représentants qu'il aurait été de bonnes pratiques qu'ils soient informés de cette situation le jour de l'inspection.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Sans objet.
## Ii. **Autres Demandes** Sfi (Système De Filtration De L'Eau Brute)
Le I de l'article 2.6.3 de l'arrêté [2] 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 ».
Lors d'une visite terrain en station de pompage mi-décembre 2021, un rondier constate un état de corrosion important au niveau des brides et de la boulonnerie de deux robinets du système de filtration de l'eau brute (2 SFI 007 VE et 1 SFI 007 VE). Ces deux robinets sont des Éléments Importants pour la Protection des intérêts (EIP) au sens de l'arrêté [2].
A la suite d'un brossage de la corrosion externe d'un tronçon de tuyauterie EIP localisé entre le robinet 2 SFI 007 VE et le ru d'eau 2 SFI-Voie B du réacteur 2 le 28 janvier 2022, une fuite sur le tronçon installé en voie centrale de la station de pompage s'est amorcée. Le jour de l'inspection, une solution de réparation provisoire était mise en place pour limiter la fuite.
A la suite de ce constat, vous vous êtes engagés à réaliser des investigations sur la tuyauterie connectée au ru d'eau côté réacteur 1, accessible lors de la visite décennale, afin de confirmer ou non la présence d'une corrosion interne.
Le contrôle visuel a mis en évidence la présence de « cratères1 **» dans la partie basse de la tuyauterie.**
L'action corrective retenue est la mise en place d'un fourreau dans la tuyauterie au cours de la visite décennale. D'autres actions correctives ont été décidées afin de traiter notamment les constats de corrosion relevés sur le robinet 1 SFI 007 VE, sur le réducteur de commande manuelle, sur la commande déportée, sur le tronçon de tuyauterie localisée entre le robinet 1 SFI 007 VE et le ru d'eau 1SFI-Voie A du réacteur 1 et sur le tronçon de tuyauterie localisée entre les deux robinets 1 SFI 007 VE et 2 SFI
007 VE. Sur le terrain, les inspecteurs ont pu constater la mise en œuvre de certaines actions correctives, mais le traitement de l'écart dans sa globalité est toujours en cours.
Par ailleurs, les inspecteurs ont noté avec satisfaction que vos services travaillaient sur l'élaboration de plusieurs actions préventives. Par exemples, la rédaction d'un Programme Local de Maintenance Préventive (PLMP), la mise en place d'un Essai Périodique (EP) visant à faire circuler l'eau dans la tuyauterie. Toutefois, vos représentants ont précisé que, tant que ces actions ne sont pas formellement actées, elles ne peuvent pas apparaitre dans les plans d'actions « constat » (PA csta) lorsqu'ils sont transmis à l'ASN. Les inspecteurs ont rappelé qu'un PA csta est un document évolutif et que les actions préventives, correctives et curatives éventuelles peuvent être mises à jour autant que de besoin. La capitalisation de l'ensemble des informations dans ce document permet d'assurer une gestion du retour d'expérience de qualité.
Transmettre, avant la divergence du réacteur 1, le(s) plan(s) d'action(s), relatif(s) au traitement de la corrosion du système SFI, avec la mise à jour des actions curatives, correctives et préventives.
Les inspecteurs ont constaté des dégradations importantes, de type « infiltrations » au niveau du génie civil de la fosse où se trouvent les robinets 1/2 SFI 007 VE. Ces dégradations sont particulièrement importantes sur la partie du génie civil où est fixé le supportage de la commande déportée du robinet 1 SFI 007 VE.
Préciser les actions correctives prises pour traiter les constats d'infiltration présents sur le génie civil de la fosse où se trouvent les robinets ½ SFI 007 VE.
Enfin, les inspecteurs ont noté que plusieurs métiers étaient impliqués dans le traitement de la corrosion sur le système SFI. Ils ont également constaté que les périmètres d'intervention ne sont pas toujours clairement définis, notamment en ce qui concerne les actions sur le supportage de la commande déportée du robinet 1 SFI 007 VE. Ainsi, les inspecteurs s'interrogent sur le périmètre de responsabilité des différents acteurs lors des phases futures de surveillance du système SFI.
Préciser les actions correctives prises pour traiter les constats présents sur le supportage de la commande déportée du robinet 1 SFI 007 VE ;
Préciser la responsabilité de chacun des services dans la réalisation de la surveillance associée au système SFI.
Les inspecteurs ont consulté l'Analyse De Risques (ADR) ainsi que le Dossier de Suivi d'Intervention (DSI) associés à l'activité de remise en état du robinet 1 SFI 007 VE suite à corrosion. Ils ont constaté que les noms de deux chargés de travaux étaient mentionnés dans l'ADR alors qu'un seul de ces deux chargés de travaux apparait dans le DSI.
Expliquer pourquoi les chargés de travaux identifiés dans l'ADR sont deux alors qu'un seul chargé de travaux est identifié dans le DSI de l'activité de remise en état du robinet 1 SFI 007 VE suite à corrosion (réalisée en mars 2022).
## Local De Gestion De Crise Ltc (Local 1 Ld 0915)
Le paragraphe II de l'article 7.3 de l'arrêté [2] dispose que **« l'exploitant dispose de locaux de gestion des**
situations d'urgence sur site ou à proximité permettant la gestion de la situation et la protection du personnel impliqué dans la situation d'urgence. Ces locaux sont distincts des locaux habituels de commande de l'installation et conçus de manière à être disponibles et accessibles, y compris dans les situations d'urgence ».
Lors du déploiement de la modification liée au contrôle commande (2MC) de la salle de commande du réacteur 1, une partie des activités de l'équipe de conduite a été déportée dans un autre local afin de réduire la gêne occasionnée par le bruit des travaux. À cette fin, plusieurs caméras installées en salle de commande retransmettaient en permanence l'image de certains enregistreurs sur des écrans situés dans ce local.
Les inspecteurs ayant appris que ce local n'était autre que le local dédié à la gestion de crise (LTC), ils ont décidé de s'y rendre. Sur place, les inspecteurs ont constaté que le LTC abritait également l'activité de gestion des permis feu. Vos représentants ont expliqué que cette activité a été délocalisée dans le LTC le temps de l'arrêt du réacteur 1, car l'ancien local utilisé jusqu'alors (1 LD 0902) était trop bruyant.
Les inspecteurs ne remettent pas en cause le besoin de sérénité pour traiter les demandes de permis feu en arrêt de tranche toutefois, ils considèrent que le LTC ne doit pas être utilisé hors situation de crise. Pour ce qui est de son utilisation lors du déploiement de la modification M2C, les inspecteurs ont interrogé vos représentants qui ont indiqué qu'une autorisation avait été obtenue pour ce cadre précis.
Transmettre l'autorisation de vos services centraux pour utiliser le local de crise LTC dans le cadre du déploiement de la modification M2C ;
Transmettre votre analyse de non régression liée à la réalisation d'activités (dans le cadre du déploiement de la modification M2C, pour la gestion des permis feu) dans le local de crise LTC ;
Transmettre votre positionnement vis-à-vis de la réglementation concernant l'utilisation du local de gestion de crise LTC, hors situation d'urgence.
## Rétention Du Déshuileur 1 Sek 011 Dh
Le paragraphe I de l'article 2.6.5 de l'arrêté [2] dispose que :
« ― L'exploitant réalise une analyse approfondie de chaque événement significatif. A cet effet, il établit et transmet à l'Autorité de sûreté nucléaire, dans les deux mois suivant la déclaration de l'événement, un rapport comportant notamment les éléments suivants :
― la chronologie détaillée de l'événement ;
― la description des dispositions techniques et organisationnelles qui ont permis de détecter l'événement ; ― la description des dispositions techniques et organisationnelles prises immédiatement après la détection de l'événement, notamment les actions curatives ;
― l'analyse des causes techniques, humaines et organisationnelles de l'événement ; ― une analyse des conséquences réelles et potentielles sur la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement ; ― les enseignements tirés ainsi que les actions préventives, correctives et curatives décidées et le programme de leur mise en œuvre ». A la suite des déclarations de l'Evénement Intéressant pour l'Environnement [3] et de l'Evénement Significatif pour l'Environnement [4], faisant état d'une rétention 1 SEK 011 BA dont l'étanchéité n'est pas prouvée, les inspecteurs se sont rendus au droit de l'ouvrage pour observer l'état d'avancement des réparations, annoncées sur la période du 7 avril au 28 avril 2022.
Le jour de l'inspection, les travaux de réfection de la rétention n'avaient pas démarré. Les inspecteurs ont cependant profité de la présence des différents métiers (notamment ITM et le service conduite)
pour poser plusieurs questions relatives au déroulement de l'événement objet de l'ESE [4]. Les inspecteurs ont ainsi obtenu des explications complémentaires notamment sur la nature des alarmes apparues lors de l'événement (le lien avec l'emplacement des sondes de niveau), les contrôles de position des sondes de niveaux, la réparation d'un capteur d'une sonde de niveau.
Intégrer l'ensemble des éléments de compréhension discutés lors de l'inspection du 12 avril 2022 dans le Compte Rendu d'Evénement Significatif (CRESS) associé à l'ESE [4] ;
La Règle Nationale de Maintenance [5] stipule au paragraphe 6.1.3 que **« l'analyse de nocivité de chaque**
constat doit être réalisée dans un délai maximum de 6 mois à compter de l'émission du rapport de visite ».
Les inspecteurs ont questionné vos représentants sur la fréquence de contrôles d'étanchéité de la rétention et les délais prescrits pour l'analyse de leur résultat. En effet, la nocivité des fissures présentes au niveau de la rétention 1 SEK 011 BA du déshuileur 1 SEK 011 DH et que l'on peut penser assez anciennes, semble avoir été mise en évidence tardivement (en décembre 2021 si l'on se fie à la date d'ouverture du plan d'action [6] concernant ces fissures). Les inspecteurs ont consulté la gamme de visite (D305214038921) relative aux contrôles des compartiments 1 SEK 011 DH et 1 SEK 011 BA. Les contrôles ont été effectués en deux temps : le 13/05/2019 pour le premier compartiment et le 25/08/2020 pour le second. Le rapport de visite complet est daté de septembre 2020. Les inspecteurs ont alors consulté l'Analyse De Nocivité (ADN) associée
(Référence D3052210420280, indice A) et ont constaté qu'elle est datée de Juillet 2021.
Vos représentants ont reconnu avoir dépassé le délai de 6 mois prescrit pour réaliser l'ADN. Ils ont indiqué qu'une nouvelle règle impose désormais un délai de 2 mois entre le rapport de visite et l'analyse de nocivité.
Tirer le retour d'expérience de l'écart à la Règle Nationale de Maintenance en vigueur concernant le délai de réalisation de l'Analyse de Nocivité de la rétention 1 SEK 011 BA du déshuileur 1 SEK 011 DH à la suite de l'émission du rapport de visite ;
Préciser les actions correctives mises en œuvre pour respecter la nouvelle RNM. III. CONSTATS OU OBSERVATIONS N'APPELANT PAS DE REPONSE A L'ASN
Les inspecteurs soulignent la qualité de la présentation qui leur a été faite concernant les contrôles et remises en conformité réalisés, le jour de l'inspection, sur le groupe diesel de secours 1LHP.
Observation III.2 : Les inspecteurs ont constaté la présence d'un support très corrodé, sur la terrasse du groupe diesel de secours 1LHP.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois**, et selon les modalités d'envois figurant ci-dessous,**
de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. L'ASN instruira ces réponses et vous précisera sa position.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée L'adjoint au chef de la division de Bordeaux SIGNE PAR
Diffusion externe
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Diffusion interne
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## Modalités D'Envoi À L'Asn
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive (zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/. Le lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, [email protected] |
INSSN-MRS-2022-0624 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-021993 Monsieur le directeur général ITER Organization Route de Vinon-sur-Verdon CS 90 046 13067 St Paul Lez Durance Cedex Marseille, le 3 mai 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Lettre de suite de l'inspection du 27 avril 2022 sur le thème « Inspection générale »
N° dossier: **Inspection n° INSSN-MRS-2022-0624**
Références : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [si exploitant]**
[2] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V [si exploitant]**
Monsieur le directeur général, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en références concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection d'ITER (INB 174) a eu lieu le 27 avril 2022 sur le thème « Inspection générale ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection de l'installation ITER (INB 174) du 27 avril 2022 portait sur le thème « Inspection générale ».
Les inspecteurs ont examiné par sondage les activités concernant la fabrication des carters des pompes cryogéniques, dénommés TCPH (Torus Cryopump Housing), qui assurent une fonction de confinement au titre de première barrière statique, de la réalisation de soufflets pour les « port cells » ainsi que des éléments des unités de décharges rapides. Ils ont effectué une visite du chantier et en particulier du hall d'assemblage, du chantier du bâtiment
« tritium » ainsi que du bâtiment des salles de contrôle en cours de construction. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les éléments vérifiés sont globalement satisfaisants mais des compléments d'informations sont attendus concernant les carters des pompes cryogéniques, pour justifier les exigences définies retenues et pour la transmission des rapports des essais sur un prototype de soufflet.
## I. **Demandes À Traiter Prioritairement**
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. **Autres Demandes** Exigences Définies Et Essais Pour Les Carter De Pompe Cryogénique « Tcph »
Les inspecteurs se sont intéressés aux activités de réalisation des carters de pompes cryogéniques, et notamment du développement et des essais sur des soufflets. Les carters assurent une fonction de confinement.
La déclinaison des exigences définies pour ces carters a été contrôlée, depuis l'accord de fourniture entre l'Organisation ITER et l'agence domestique indienne, le contrat entre l'agence domestique et son contractant puis le plan de contrôle des tests à réaliser. Il est apparu que des exigences pouvaient apparaitre différentes entre les différents documents, notamment pour les tests de fuite à l'hélium ou les mesures dimensionnelles. Demande II.1 : Justifier les exigences définies, et analyser leurs déclinaisons, des tests de taux de fuite des soufflets de carter des cryopompes ainsi que des mesures dimensionnelles.
Un prototype de soufflet constituant ce carter a été réalisé et devait être soumis à des essais de vérification début mai. Demande II.2 : Transmettre les rapports d'essais, et les plans de contrôle de ses essais, du prototype de soufflet du carter de pompe cryogénique.
III. **CONSTATS OU OBSERVATIONS N'APPELANT PAS DE RÉPONSE** Cette inspection n'a pas donné lieu à observation.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**,
de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur général, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par, Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive
(zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/. Le lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-OLS-2022-0779 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-022364 Commissariat à l'Énergie Atomique et aux énergies alternatives Monsieur le Directeur du Centre Paris-Saclay Établissement de Saclay 91191 GIF-SUR-YVETTE Cedex Orléans, le 10 mai 2022 Objet : Contrôles du transport de substances radioactives Site CEA de Saclay Expédition de substances radioactives depuis une installation nucléaire de base (INB n° 72)
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V,
[2] Accord relatif au transport international des marchandises dangereuses par route (ADR),
version 2021
[3] Arrêté du 29 mai 2009 modifié relatif aux transports de marchandises dangereuses par voies terrestres, dit « arrêté TMD »
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 sur ce thème le 21 avril 2022 au sein de l'installation nucléaire de base (INB) n° 72 à Saclay (91). Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet avait pour thème l'expédition de substances radioactives depuis une installation nucléaire de base et s'intéressait plus particulièrement aux transports réalisés en colis IR 200, depuis l'INB n° 72 du site CEA de Saclay, sous couvert des certificats délivrés.
Après un point d'actualité, les inspecteurs ont contrôlé les modalités permettant de respecter les critères correspondant aux contenus transportés. Ils ont vérifié par sondage la liste des emballages utilisés par l'INB n° 72, en corrélation avec le calendrier des transports prévus. Ils ont examiné l'un des dossiers d'expédition ayant fait l'objet d'une déclaration d'événement significatif de transport. Ils ont poursuivi par l'examen des actions correctives mises en place pour éviter son renouvellement. Par ailleurs, ils se sont rendus dans les bâtiments où ont eu lieu les dernières opérations de transport.
Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que le sujet est maitrisé de façon satisfaisante. Ils relèvent l'implication des acteurs concernés par les opérations de transport examinées. En particulier, suite à la détection de l'écart relatif aux deux transports réalisés avec le colis IR 200, des recherches ont été entreprises pour détecter d'éventuels écarts supplémentaires. Cette démarche montre le sérieux et la rigueur de l'équipe. Néanmoins, certains points sont perfectibles. En effet, le nouvel écart décelé, relatif à la pression dans la cavité du colis IR 200 montre que les raisons invoquées, pour expliquer l'écart portant sur les deux transports de fin d'année, ne sont pas valides. En outre, la notice d'utilisation ne mentionne pas toutes les valeurs de pression applicables dans la cavité de l'emballage IR 200, selon les contenus transportés.
Par ailleurs, les informations concernant les emballages utilisés par l'INB n° 72, ne sont pas à jour dans le chapitre dédié des règles générales d'exploitation.
## A. Demande D'Actions Correctives
Sans objet
## B. Demandes D'Informations Complémentaires Événement Significatif De Transport
Deux transports d'étuis de combustibles ont été réalisés en novembre et décembre 2021, sans respecter la valeur de pression attendue dans la cavité de l'emballage IR 200, pour le contenu considéré (contenu 10). Vous avez déclaré cet événement en février dernier et vous en avez transmis le compte rendu début avril. Vous y précisez notamment que les transports précédents, concernant le contenu 5.2, avaient une valeur de pression dans la cavité de 1 bar. Or, c'est cette valeur de 1 bar qui a été appliquée de façon erronée lors du transport du contenu 10 de fin d'année 2021.
Cependant, vous avez indiqué aux inspecteurs qu'une erreur de pression dans la cavité a été détectée pour le transport du contenu 5.2 d'octobre 2021. La pression appliquée était inférieure à la valeur attendue de 1 bar. Ce dernier écart a fait l'objet d'une déclaration d'événement significatif le 26 avril 2022 mais remet en cause l'explication avancée pour l'erreur de pression repérée dans les transports du contenu 10 de novembre et décembre derniers. Demande B1 : je vous demande de procéder à une analyse approfondie des causes de ces trois écarts et de mettre à jour le compte rendu de **l'événement significatif déclaré en février dernier**. Notice d'utilisation de l'emballage *IR 200* Les différents contenus prévus dans le certificat d'agrément de l'emballage IR 200 nécessitent des valeurs distinctes de pression dans la cavité. Or, une seule valeur figure dans la notice d'utilisation de l'emballage IR 200 et aucun renvoi vers l'agrément n'y est précisé.
En outre, les valeurs spécifiques de pression, dans la cavité et dans le sur-étui, sont susceptibles d'apporter de la confusion. Demande B2 : je vous demande de clarifier la notice d'utilisation de l'emballage IR 200 **au sujet des** valeurs de pression dans la cavité selon les contenus transportés et celle dans le sur-étui. Règles générales d'exploitation - *chapitre 11* Le chapitre 11 des règles générales d'exploitation (RGE) a été mis à jour en octobre 2021. Cependant, le tableau répertoriant les emballages utilisés pour la voie publique, entrant ou sortant de l'INB n° 72, mentionne un emballage qui a été remplacé par l'emballage IR 200.
Demande B3 : je vous demande de mettre à jour les RGE **en ce qui concerne les emballages utilisés** par l'installation nucléaire de base n° 72.
C. **OBSERVATION** Sans objet Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125 13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division d'Orléans Signée par : Olivier GREINER |
INSSN-BDX-2022-0074 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2022-025480 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX
Bordeaux, le 24 mai 2022 Objet : Contrôle **des installations nucléaires de base, des équipements sous pression**
nucléaires (ESPN), des appareils à pression implantés dans le périmètre d'une INB.
Lettre de suite de l'inspection du 13 avril 2022 sur le thème des dispositifs auto-bloquants
(DAB).
N° dossier : **Inspection n° INSSN-BDX-2022-0074** Références : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;**
[2] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V ;**
[3] **Arrêté du 7 février 2012 relatif aux installations nucléaires de base (INB) ;** [4] **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 ;
[5] **Programme de base de maintenance préventive relatif aux DAB des tuyauteries du circuit**
primaire principal (CPP) et des circuits secondaires principaux (CSP) EDF D455032138474 indice 0 - PB 1300 - AM 400 - 05 indice 2 du 1er **octobre 2014 ;**
[6] **Doctrine de maintenance des dispositifs auto-bloquants des tuyauteries EDF**
D455032064002 indice 2 du 29 mars 2016 ;
[7] **Programme de base de maintenance préventive relatif aux DAB EDF D4002425597042**
indice 1 - PB 1300 - AM 400 - 03 du 12 décembre 1997.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en références concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 13 avril 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Civaux sur le thème « Dispositifs autobloquants et supportages».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le suivi en service des équipements sous pression nucléaires, du CPP et des CSP, et plus particulièrement la conformité des dispositifs autobloquants (DAB) des tuyauteries. Les inspecteurs ont effectué une visite de terrain visant à vérifier par sondage l'état des DAB sur le réacteur 1, lequel était en arrêt pour maintenance et rechargement en combustible de type visite décennale. Ils ont vérifié l'application de vos programmes de maintenance concernant ces DAB et ont examiné des dossiers d'intervention. Au vu de cet examen, les inspecteurs constatent que l'organisation mise en place par le CNPE de Golfech pour satisfaire aux exigences de la réglementation est satisfaisante.
Les inspecteurs ont relevé quelques pistes d'amélioration. Ils s'interrogent en particulier sur la pertinence de votre programme de contrôles sur banc de DAB par échantillonnage, notamment sur les critères de maintenance appliqués pour des contrôles sur banc, en fonction de l'appartenance ou non des DAB au CPP et aux CSP. Par ailleurs, ils considèrent qu'une erreur de calcul non détectée dans une gamme, même si elle n'a pas eu de conséquences dans le cas étudié, devrait vous amener à prendre des actions correctives afin de prévenir ce type d'erreur. La visite de terrain n'a pas conduit les inspecteurs à identifier de non-conformités et a montré un bon état général des équipements.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Sans objet.
## Ii. **Autres Demandes** Gammes De Contrôle À Froid Et À Chaud Et Vérification Que Les Dab Ne Sont Ni En Butée Ni En Réserve De
course L'article 2.5.1 de l'arrêté [3] demande que : « *L'exploitant identifie les éléments importants pour la* protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour. **[…] ».** L'article 2.5.2 de l'arrêté [3] demande que « **l'exploitant identifie les activités importantes pour la** protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour. **[…] ».**
L'article 2.5.3 de l'arrêté [3] demande que : « **Chaque activité importante pour la protection fait l'objet**
d'un contrôle technique, assurant que : - l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité […] ».
L'article 2.6.3 de l'arrêté [3] 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. »
L'article 14 de l'arrêté [4] prévoit que : *« Sans préjudice des dispositions des articles 12 et 13, 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 la mesure où ils sont exigibles, les dossiers mentionnés à l'article 4 (II, d) et 4 (II, e) précisent les conditions de la surveillance et le programme des visites partielles. »
Les inspecteurs ont examiné par sondage des gammes de contrôles renseignées correspondantes à des opérations de maintenance menées lorsque le réacteur est en phase de refroidissement en début d'arrêt pour maintenance et renouvellement en combustible. Ces gammes de contrôles traduisent l'application du PBMP [5]. Les inspecteurs ont constaté que l'une de ces gammes, la gamme de contrôle à chaud en début d'arrêt 1 VD23 du DAB de la tuyauterie 1 RCP 013 TY, présente des erreurs de calcul sur la colonne dite « Zmax - Z » en raison d'une erreur de report de valeur. Toutefois cette erreur s'est avérée ponctuelle au regard de l'ensemble des gammes examinées et par ailleurs n'a pas eu d'impact sur le résultat final visant à s'assurer que le DAB n'est ni en butée ni en réserve de course à partir de la mesure de sortie du piston. Les valeurs corrigées obtenues sans l'erreur de calcul montrent en effet que le réglage du DAB respecte toujours les exigences de votre référentiel. Cependant les inspecteurs notent que ni le contrôle technique ni l'analyse dite de premier niveau n'ont permis de détecter cette erreur. Demande II.1: Renforcer votre organisation vous permettant de garantir que les contrôles techniques et analyses de premier niveau permettent de détecter de manière fiable des erreurs éventuelles dans les gammes de maintenance concernant vos équipements importants pour la protection. Application de critères de maintenance de contrôles sur banc de DAB Les inspecteurs ont examiné des gammes de contrôle sur banc de DAB de tuyauteries et ont vérifié le respect des critères identifiés dans le § 6.3.2 de la doctrine [6]. Les gammes de contrôle que vous utilisez sur le CNPE retranscrivent les valeurs limites inscrites en annexe du PBMP [7] qu'il convient que vos équipements respectent : - les vitesses de dérive (vitesse de déplacement en traction ou en compression après blocage) prévues dans ces gammes pour certains types de DAB doivent être situées entre 0,25 et 2,67 mm/s. Elles sont fidèles aux critères du PBMP [7] mais ne sont pas totalement conformes avec la doctrine [6], qui demande que ces vitesses de dérive soient supérieures à 0,25 mm/min sans retenir de valeur maximale. - les efforts résistants doivent être pour certains DAB inférieurs à 1 kN selon vos gammes et le PBMP [7] ce qui n'est pas conforme avec la doctrine [6], qui demande que ces valeurs soient inférieures à 1,5 kN. Les inspecteurs s'interrogent sur les bonnes valeurs limites à respecter étant donné les incohérences constatées entre ces deux référentiels. Par ailleurs les inspecteurs constatent que vous appliquez certaines valeurs conformément aux critères du PBMP [7] pour des contrôles sur banc des DAB 1 RIS 201 TY et 1 RIS 202 TY, lesquels sont considérés comme des DAB de tuyauteries appartenant au circuit primaire principal (CPP). Or vous avez précisé aux inspecteurs que les DAB des tuyauteries appartenant au CPP devaient respecter les critères du PBMP [5] alors que le PBMP [7] concerne les DAB des tuyauteries n'appartenant pas au CPP et aux CSP, ce qui relève d'une autre incohérence.
Demande II.2 : Préciser en lien avec vos services centraux, et au vu du référentiel applicable, les critères de maintenance à utiliser issus de la doctrine [6] et des PBMP [5] et [7] en fonction de l'appartenance des DAB au CPP et aux CSP. Mettre à jour vos gammes locales en conséquence. Informer l'ASN des mesures prises.
## Échantillonnage Des Contrôles Sur Banc Des Dab
L'article 4.1 de votre PBMP [5] dispose, s'agissant des contrôles sur banc, que :
« *La périodicité des contrôles sur banc qui portent sur chaque échantillon de chaque groupe d'appareils est de* 2 ou 4 AR, pour les tranches de 1300 MWe qui fonctionnent en cycles longs. […] Pour chacun des groupes d'appareils, les matériels à contrôler en priorité sont les DAB les plus anciens n'ayant pas fait l'objet d'une remise en état récente. On veillera à prendre les appareils au hasard et à ne pas choisir systématiquement les plus accessibles ou ceux qui sont pas contaminés ».
Les inspecteurs ont vérifié le plan de contrôle pluriannuel par échantillonnage de DAB de tuyauteries du circuit primaire principal (CPP) et des circuits secondaires principaux (CSP) pour vérifier que les critères demandés par votre PBMP [5] pour réaliser ces contrôles sur banc sont bien respectés et concernent bien l'ensemble des DAB. Votre plan de contrôle prévoit pour chacun des réacteurs plusieurs campagnes de contrôles sur banc séparées entre elles de trois ou quatre années, depuis la première visite décennale des réacteurs. Votre programme de contrôle prévoit soit un contrôle, soit un remplacement des DAB. Globalement les inspecteurs estiment que votre programme de contrôle respecte l'esprit du PBMP [5] et de la doctrine [6]. Toutefois ils soulèvent quelques incohérences dans le programme de contrôle : - Les inspecteurs constatent que des DAB de tuyauteries du système de refroidissement à l'arrêt (RRA) seront remplacés pendant l'arrêt pour maintenance et rechargement en combustible « VP25 »
entre 2025 et 2028, y compris le DAB R11/4A de la tuyauterie 2 RRA 006 TY. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que le remplacement des DAB permet de s'affranchir du contrôle sur banc à réaliser au titre du PBMP [5]. Certains de ces DAB appartenant au système RRA ont parfois été contrôlés avant leur remplacement prévu en VP25, réduisant l'écart entre un contrôle et un remplacement à six campagnes ou parfois quatre campagnes, bien que ce ne soit pas systématique.
En revanche les inspecteurs constatent que le DAB R11/4B de la tuyauterie 2 RRA 006 TY sera remplacé en « VP27 » en 2031 au bout de la 8ème **campagne alors qu'il n'a jamais fait l'objet de contrôle**
sur banc jusqu'alors. Les inspecteurs s'interrogent sur la cohérence de ce choix et sur les raisons pour lesquelles ce DAB constitue un cas particulier dans votre programme de contrôle.
- Les inspecteurs n'ont pas d'information sur l'échéancier de remplacement ou de contrôle des DAB des tuyauteries du système de contrôle volumétrique et chimique 1 RCV 208 TY, 1 RCV 209 TY, 1 RRA 015 TY et 1 RRA 016 TY alors que ces DAB n'ont jamais été encore contrôlés sur banc. Demande II.3 : Vous interroger sur la pertinence des critères de choix par échantillonnage des DAB de tuyauteries pour le contrôle sur banc au regard du constat fait par les inspecteurs puis informer l'ASN des décisions éventuellement prises.
III. **CONSTATS OU OBSERVATIONS N'APPELANT PAS DE REPONSE A L'ASN**
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et selon les modalités d'envois figurant cidessous**, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour**
remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux, SIGNÉ PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-CAE-2022-0160 | Référence courrier : **CODEP-CAE-2022-021983**
Caen, le 29/04/2022 Monsieur le directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50340 LES PIEUX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
CNPE de Flamanville Lettre de suite de l'inspection du 12 avril 2022 sur le traitement de l'affaire de corrosion sous contrainte N° dossier : **Inspection n° INSSN-CAE-2022-0160**
Références : **[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
[2] Note EDF D309522005384 indice A - Programme d'expertise par ultrasons manuels destiné à la recherche de CSC sur les circuits RIS et RAR - applicable à tous les paliers hors EPR
## 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 12 avril 2022 sur le CNPE
de Flamanville (INB n°108) sur le sujet du traitement de l'affaire de corrosion sous contrainte affectant certaines tuyauteries auxiliaires du circuit primaire principal.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
Le 21 octobre 2021, à la suite de la réalisation de contrôles par ultrasons programmés lors de la deuxième visite décennale du réacteur 1 de la centrale nucléaire de Civaux, EDF a informé l'ASN de la détection d'indications1 **au niveau de soudures des coudes des tuyauteries d'injection de sécurité du**
circuit primaire principal du réacteur. Les analyses de ces indications ont mis en évidence la présence de fissuration résultant d'un phénomène inattendu de corrosion sous contrainte en face interne de la tuyauterie Au regard de ces résultats, EDF a mis en place un programme d'expertise des soudures susceptibles d'être concernées par ce phénomène de corrosion sous contrainte par la réalisation d'examens non destructifs optimisés (ultrason qui permet d'améliorer la capacité de détection du phénomène de corrosion sous contrainte).
Dans le cadre du déploiement de la stratégie de contrôle du phénomène, EDF a programmé des examens sur le réacteur n°1 de Flamanville, actuellement à l'arrêt. Cette activité, qui a été réalisée par une entreprise extérieure, faisait l'objet d'une surveillance assurée par la Direction Industrielle (DI)
d'EDF.
L'inspection en objet avait pour objectif de contrôler la qualité des examens par ultrasons des soudures des tuyauteries du circuit d'injection de sécurité (RIS) susceptibles d'être concernées par la fissuration par corrosion sous contrainte affectant certaines tuyauteries auxiliaires du circuit primaire principal, et d'examiner les pratiques de conditionnement chimique de l'eau de ce circuit lors des différentes phases d'exploitation. Les inspecteurs ont observé le chantier de contrôle d'une des soudures de la tuyauterie RIS connectée à la branche froide n°4 du réacteur n°1 et ont examiné le dossier d'intervention. Ils ont par ailleurs échangé avec vos représentants sur le suivi chimique pluriannuel du circuit primaire intéressant la protection contre la corrosion, et ont contrôlé les opérations de conditionnement effectués lors de l'arrêt du réacteur n°1.
Au vu de cet examen, les inspecteurs ont apprécié la bonne maitrise du programme d'examen par ultrasons par les intervenants qu'ils ont considérée satisfaisante. Ils ont toutefois remarqué que certaines exigences n'ont pas été strictement respectées, et ces constats font l'objet d'une demande cidessous.
L'ASN ayant placé le CNPE de Flamanville 1 et 2 en surveillance renforcée depuis le 11 septembre 2019, nous vous demandons d'inscrire toutes les actions que vous jugerez nécessaires en réponse à cette lettre de suites en cohérence avec le plan de management de la sûreté que vous vous êtes engagé à mettre en œuvre depuis 2019.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement** Néant. Ii. **Autres Demandes** Elaboration Et Analyse Préalable Des Fiches De Non-Conformité
Les examens par ultrasons des soudures des tuyauteries RIS avaient pour objet le recontrôle d'indications détectées lors des maintenances habituelles, en appliquant le programme d'expertise élaboré en février 2022 en référence [2] afin de déterminer plus précisément la nature de ces indications et notamment si elles ne sont pas des défauts consécutifs à une fissuration par corrosion sous contrainte. Le programme d'expertise en référence [2] s'inscrit dans une démarche préalable à la mise en œuvre d'une procédure d'examen qualifié, encore en cours d'élaboration compte tenu des connaissances techniques actuelles. Il repose sur le respect d'une procédure détaillée mise en œuvre par des personnes expérimentées et l'élaboration de « fiches de non-conformité » (FNC) permettant de consigner et analyser toutes les impossibilités de mettre en œuvres cette procédure. Les inspecteurs ont observé les opérations de contrôle par ultrasons de la soudure M11 de la tuyauterie RIS connectée à la branche froide n°4 du circuit primaire principal du réacteur 1. Après échange avec les intervenants, qui connaissaient précisément la procédure détaillée dans la référence [2], les inspecteurs ont relevé que la documentation examinée ne comportait pas toutes les informations attendues :
**La position du marquage de la soudure sur la tuyauterie (« L » frappé situé dans la partie coudée**
de la tuyauterie) est telle que les intervenants ont déclaré ne pas avoir pu réaliser les lignes de tracés préliminaires prévues au §11.3 de la référence [2]. Cet écart aurait dû faire l'objet d'une FNC préalable car l'absence des lignes de tracés préliminaires rend difficile la localisation des défauts, voire remet en cause ces paramètres importants du rapport d'examen final.
**Les valeurs de perméabilité acoustique à 2.5MHz, 5MHz et 10MHz sont des paramètres**
essentiels qui doivent faire l'objet d'un contrôle technique formalisé (§19 et §8.2.1 de la référence [2]). Les intervenants ont indiqué que ces mesures n'ont pas été réalisées selon les modalités du §11.5 de la référence [2] puisqu'ils ont repris les valeurs des mesures réalisées en 2018. Or ces dernières mesures ne comprenaient pas la mesure d'atténuation à la fréquence de 10 MHz. Cet écart aurait dû être documenté dans une FNC.
**La couverture de la zone à explorer a nécessité l'emploi d'un traducteur spécifique avec un angle**
de 60° nécessitant l'ouverture d'une FNC. Lors du questionnement des intervenants, aucune FNC préalable ne permettait de documenter ce point selon le §12.1 de la référence [2]. Celle-ci a été rédigée, le jour de l'inspection, après demande des inspecteurs.
Demande II.1 : Adapter la surveillance des intervenants effectuant les examens ultrasons pour s'assurer de la rédaction et de l'analyse de l'ensemble des FNC tel que demandé dans la référence
[2], notamment lorsque ces FNC sont préalables aux activités dans un objectif d'optimisation radiologique.
Veiller à la qualité des relevés de mesures lors des activités, notamment ceux qui participent au respect des exigences de l'activité importante pour la sûreté.
## Contrôle Des Produits De Décontamination Des Piscines Contenant De L'Eau Du Circuit Primaire
L'événement significatif pour la sûreté déclaré le 27 septembre 2021 par l'unité nationale d'ingénierie d'exploitation (UNIE) d'EDF à propos de l'emploi de produits de décontamination concernait plusieurs CNPE, dont celui de Flamanville. Cet événement portait notamment sur l'usage de produits contenant des substances indésirables comme le souffre dans des endroits pouvant contenir de l'eau du circuit primaire. Les inspecteurs ont constaté que les actions curatives définies dans le compte rendu d'évènement en référence D450721023019 ont été a priori mises en œuvre, mais que des actions correctives sont encore en cours de définition. Après échanges avec vos représentants, les inspecteurs ont remarqué que les produits introduits dans le circuit primaire ne font pas l'objet d'une analyse chimique particulière par vos services, ni pour les produits de décontamination, ni pour les réactifs.
Demande II.2 : Considérer dans l'analyse par sondage prévue par le compte rendu en référence D450721023019 a minima les produits suivants utilisés sur site : les différents produits décontaminant (de type CERIMOUSS et FEVDIRAD), le peroxyde d'hydrogène et l'hydrazine. Contrôler notamment le respect des exigences applicables aux substances « PMUC » en matière de polluants indésirables dans le circuit primaire.
## Iii. **Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse** Néant.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de Division, signé Gaëtan LAFFORGUE-MARMET |
INSSN-LYO-2022-0412 | Référence courrier : CODEP-LYO-2022-020302 Lyon, le 22 avril 2022 Monsieur le Directeur Orano CE Tricastin BP 16 26 **701 PIERRELATTE Cedex**
Objet : Inspection des installations nucléaires de base Thème : Gestion des intervenants extérieurs - INB n°93 Code : INSSN-LYO-2022-0412 du 14 avril 2022
Références :
[1] Code de l'environnement (articles L. 596-1 et suivants) [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB [3] Décision ASN n°2020-DC-0695 du 13 octobre 2020 [4] TRICASTIN 20-006067 v3.0 : RGE chapitre 2 - organisation de l'exploitant. [5] TRICASTIN-14-000577 directive surveillance des intervenants extérieurs sur la Plateforme 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 inopinée a eu lieu le 14 avril 2022 sur l'INB n°93, l'usine George Besse, implantée sur le site nucléaire Orano CE du Tricastin. Cette inspection a porté sur le thème de la gestion des intervenants extérieurs. À la suite des constatations faites à cette occasion par les inspecteurs, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-après la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 14 avril 2022 s'est déroulée de manière inopinée sur les installations du périmètre de l'INB n°93 et portait sur l'examen des dispositions prises par l'exploitant Orano Chimie Enrichissement pour s'assurer de la maîtrise des intervenants extérieurs au titre de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. Cette inspection s'inscrit également dans le contexte de la nouvelle organisation issue du plan PEARL déployé au 1er janvier 2021 sur les installations du site du Tricastin, qui se traduit notamment par le renforcement d'une autorité technique sur le site au profit d'Orano CE et par le pilotage d'activités de démantèlement d'Orano DEM [4]. Les inspecteurs ont examiné les dispositions organisationnelles et opérationnelles mises en place par le projet de démantèlement de l'INB n°93 (projet intitulé DGB) à l'effet de s'assurer que les activités sous-traitées telles que, à ce stade d'avancement, les études de conception de niveau APS1 et APD2 ou les travaux préalables aux futurs aménagements, satisfont aux exigences définies des EIP3 ou des AIP4 sur cette installation. De plus, ils ont vérifié, par sondage, à travers les plans de surveillance et les fiches de suivi de surveillance (FSS) déployées pour l'activité de démantèlement, la déclinaison des exigences surveillées ainsi que leur partage auprès de l'ensemble des acteurs susceptibles d'intervenir dans l'organisation actuelle de l'exploitant Orano CE, à savoir : sous-traitants internes avec des intervenants Orano DEM et Orano projets, prestations ou autres sous-traitances externes à l'entreprise. Il ressort que la surveillance adaptée à cette nouvelle organisation a été mise progressivement en place au cours de l'année 2021 auprès des acteurs et est devenu effective en 2022 avec notamment la mise en place des plans de surveillance propres à chaque entité concernée et les outils de suivi et de planification associés.
Il ressort également qu'une attention particulière doit être portée au principe d'identification et de traçabilité de la capacité technique des titulaires de prestations, notamment en ce qui concerne les études pour le démantèlement confiées à des entreprises sous-traitantes et dont le résultat aura un impact pour la définition de nouveaux équipements ou pour la modification des équipements existants
(AIP et EIP associés). Cela concerne directement, dans l'organisation dédiée avec les chargés de surveillance de l'exploitant, les actions de surveillance portées sur les nouvelles exigences définies des EIP, les compétences et les qualifications requises, puis toute action de vérification de la qualification des intervenants extérieurs, y compris lors des études de conception menées pour les futures opérations de démantèlement. De manière générale, les inspecteurs ont apprécié la disponibilité et l'implication des interlocuteurs à la fois de l'équipe d'exploitation et de l'équipe projet sur les installations à l'arrêt pour apporter les explications et les preuves documentées tout au long de cette inspection inopinée et lors de la visite dédiée en about de l'Usine 140.
## A. Demandes D'Actions Correctives Vérification De La Qualification Des Intervenants Extérieurs
Le chapitre 2 des RGE [4] précisent « *l'organisation relative à la maîtrise des intervenants extérieurs* » de l'exploitant nucléaire Orano CE. Parmi les principes rappelés dans le paragraphe 7, il est indiqué que les entreprises extérieures sont choisies après « *vérification de la qualification* » notamment par « *le biais* d'audits de leurs compétences techniques et de leur organisation ».
En effet, conformément à l'article R593-13 du Code de l'environnement, l'exploitant doit évaluer les entreprises auxquelles il confie la réalisation d'activités susceptibles d'avoir un impact sur des AIP ou des EIP. Pour les études de conception, en lien avec les futures opérations de démantèlement de l'INB
n°93, sont directement concernés : les AIP-1 (études y compris pour le démantèlement), AIP-2
(réalisation, à venir à partir de 2024) et AIP-5 (intervention, modifications y compris pour les opérations de préparation actuelles).
En s'appuyant sur la cartographie du périmètre des installations à l'arrêt (désignée « qui surveille qui et quoi » *à date de janvier 2022*) présentée par le programme DAFC5 d'Orano CE, les inspecteurs ont cherché à vérifier comment est élaboré le processus de vérification des entreprises contribuant aux études de démantèlement de l'INB n°93 et aux travaux organisés en about de l'Usine 140. Il a été précisé aux inspecteurs que l'évaluation des sociétés sous-traitantes s'appuie sur la qualification apportée par le groupe Orano au niveau des Achats, notamment, sur la base des fiches d'appréciation de marché et le classement selon une grille de dangerosité. Ceci permet d'apprécier notamment les spécificités ou les compétences particulières des sociétés utiles dans le cadre de certaines prestations d'études et de travaux. Il a été indiqué également aux inspecteurs qu'Orano DEM s'appuie sur un label de certification d'entreprises pour apprécier la capacité technique des entreprises extérieures choisies
(y compris en phase d'études de conception) et identifier les qualifications particulières nécessaires.
Concernant la vérification de la qualification des entreprises, l'exploitant a argumenté qualitativement dans ce contexte en illustrant les principes décrits dans le chapitre 2 des RGE et à l'effet d'assurer la maîtrise des activités sûreté du projet de démantèlement. Sont ainsi mis en avant par le projet : la description des interfaces dans le plan de management du projet, les audits et l'organisation qualité des sociétés choisies, le retour d'expérience des sujets traités, les experts et compétences internes et les contre-expertises si nécessaire. Demande A.1 : Je vous demande de justifier **votre processus de surveillance appliqué à** l'identification de la capacité technique des entreprises retenues, notamment pour **la phase**
d'études de conception qui fait aussi appel à **des compétences particulières. A ce titre, vous**
m'indiquerez comment vous mettez en œuvre l'appréciation des profils d'entreprise sélec**tionnés**
sous un label de certification **d'entreprises**.
Demande A.2 : Par suite, vous indiquerez dans un tableau synthétique les actions de vérification menées jusqu'à présent sur cette qualification en l'appliquant aux entreprises sous-traitantes de votre cartographie intervenant dans le périmètre du projet DGB, en précisant les paramètres retenus (audit, label d'entreprises, contrôle associé, retour d'expérience, contre-expertise…).
## Surveillance De Chantiers De Libération Anticipée En About De L'Usine 140
Lors de la visite des installations à l'Usine 140, les inspecteurs ont vérifié la réalité du déplacement de certains équipements entre la zone en about et la sous-dalle 142.10. Ces opérations ont pour but principal de commercer à faire de la place en about de l'Usine 140 pour les futurs aménagements du démantèlement : il s'agit au total de 14 matériels lourds de type stators et pivoteries à déplacer, 9 de ces matériels ayant déjà été déplacés. Cette opération fait l'objet d'un dossier de suivi d'intervention
(DSI) permettant à l'exploitant Orano CE de suivre les opérations confiées à la société sous-traitante.
Les inspecteurs ont vérifié l'état de validation des points d'arrêt dans le mode opératoire de ce DSI,
l'identification des zones d'entreposage et les gestes prévus à effectuer au préalable de ces mouvements. Il s'est avéré que l'opération, commencée en août 2021, n'est pas terminée à date et, parmi les consignes figurant dans le mode opératoire, il est à noter que des opérations sont à mener au préalable à ces déplacements. Il s'agit en particulier du balisage de la zone d'entreposage pour chaque pièce indivisible et d'une prescription de mise à distance respective de 1,50 m entre chacune d'entreelles. Les inspecteurs ont relevé que cette partie n'est pas remplie dans le document opérationnel bien que le marquage au sol figurait bien sur place à l'emplacement des pièces déjà déplacées.
Demande A.3 : Je vous demande de constituer le retour d'expérience de cet éc**art associé à**
l'utilisation du mode opératoire d'intervention (MO-DSI) sous l'angle de la séquence d**es opérations**
préalables **à réaliser.**
Demande A.4 : Vous m'indiquerez les éventuelles actions portées sur l'amélioration de la lisibilité de ces MO-DSI, avec si nécessaire, le principe à rappeler de faire évoluer certaines séquences du mode opératoire dès lors qu'une action est inadaptée ou mal renseignée ou mal placée **dans**
l'exécution des tâches à faire.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Surveillance Des Études Confiées À Orano Projets
La directive de la plateforme Orano Tricastin rappelée en référence [5] établit, pour l'activité d'études dans les projets, les modalités de surveillance d'une telle prestation qui s'appuie en particulier sur des tâches ou étapes à valider par l'entité Orano « cliente », à savoir : la tenue d'une réunion d'enclenchement, la validation des études réalisées par l'entreprise sous-traitante puis la tenue d'une réunion de clôture de la prestation.
Dans ce contexte, les inspecteurs ont consulté le rapport de surveillance produit par Orano DEM dans le cadre de la fin de phase des études de niveau APS pour statuer sur le scénario du démantèlement de l'INB n°93 à retenir. Cette phase s'est terminée en juillet 2021 et a fait l'objet d'une revue de clôture en septembre 2021 ayant conduit à la validation par l'exploitant Orano CE du passage en phase APD des études du projet de démantèlement pilotée par Orano DEM (MOA6 DAFC) et confiée en sous-traitance interne à Orano Projets.
Les inspecteurs soulignent la clarté des descriptions et des explications apportées par Orano DEM sur le processus interne de validation de cette phase d'études qui concerne l'AIP-1. Egalement, ils ont pu apprécier les preuves documentées fournies au fil du questionnement, notamment pour les éléments établissant la validation de l'étude APS du projet de démantèlement par Orano CE, en tant qu'exploitant, vis-à-vis d'Orano DEM (sous-traitance interne au sens de la directive [5]) agissant en qualité de Maîtrise d'ouvrage du projet et pilote des études associées au démantèlement. Le passage des études en phase APD est marqué par la validation formelle d'Orano CE à travers le compte-rendu de réunion associé au plan d'actions (*formulaire PACR initié le 13/07/2021*) qui est établi
6 Maîtrise d'ouvrage au sortir de la revue de conception de fin des études d'APS. Cette revue impliquait, dans leur rôle respectif sur le projet de démantèlement DGB, différentes entités internes d'Orano, à savoir : Orano CE (exploitant), Orano DEM (sous-traitance interne, MOA) et Orano Projets (sous-traitance interne, MOE7).
Vis-à-vis du plan de surveillance d'Orano Projets exercé par Orano DEM, il existe deux prestations d'études confiées à une première entreprise pour les études sur les équipements de transfert (ponts, chariot, basculeur…) et à une autre pour les essais et études associées pour le démantèlement. Ces sociétés font l'objet d'une surveillance des études par Orano Projets et le résultat produit fera l'objet d'un compte-rendu de clôture avec une validation par le client Orano DEM. Ces éléments d'appréciation sur les études, soit par une validation en l'état des études ou soit en intégrant une évolution de scénario, n'ont pas été consultés lors de l'inspection ou n'étaient pas disponibles à date.
Demande B.1 : Je vous demande de me transmettre les comptes rendus de clôture des deux prestations indiquées, validées par vos soins, et de m'indiquer quelles **en sont les principales**
actions de suite établies par Orano DEM vis-à-vis des études d'**APD en cours du projet de** démantèlement.
## Missions Confiées À Orano Dem Au Profit D'Orano Ce : Moa Et Amoa
La maîtrise d'ouvrage (exercée par Orano DEM au profit d'Orano CE) dans le projet de démantèlement DGB a élaboré un plan de surveillance des activités concernées (*document TRICASTIN-21-036117 v.2.0*).
Celui-ci rend compte de la surveillance sur tout le projet et identifie l'ensemble des pilotes de surveillance et chargés de surveillance (respectivement au nombre de trois et deux), dont certaines fiches FSS ont été présentées lors de cette inspection (par exemple la FSS sur la libération anticipée de zones).
A date, aucune activité de surveillance menée par la maîtrise d'ouvrage ou son assistance (ORANO
DEM) n'est sous-traitée à une société extérieure au sens de l'exigence de l'arrêté INB (*article 2.2.3.1*) [2].
Il n'y a pas d'assistance en matière de surveillance d'AIP ou d'EIP pour le projet DGB.
Néanmoins, il est indiqué aux inspecteurs que le projet DGB (Orano DEM) peut faire appel à une expertise en appui de sa surveillance (actions de type MOA, ou AMOA, avis d'expert sur des données d'études). Demande B.2 : Je vous demande de me préciser les cas particuliers d'expertise qu'Orano DEM a déjà identifiés en appui de sa surveillance des intervenants extérieurs. Vous indiquerez, le cas échéant, la nature des prestations d'expertise et leur modalité de mise en œuvre **dans la cadre de la** maîtrise des activités surveill**ées au profit d'Orano CE**.
## Formation, Compétences, Qualification
La décision référencée en [3] prévoit à la **[PT-DEM93-8]** : « *Préalablement à la réalisation dans* l'installation de chacune des étapes mentionnées à l'article 3 du décret du 8 septembre 1977 susvisé, à l'exception de l'étape 1, l'exploitant vérifie l'adéquation entre les effectifs et les compétences requis et ceux ex*istants pour* toutes les fonctions et niveaux hiérarchiques, qu'ils soient occupés par des salariés de l'exploitant ou par des intervenants extérieurs. L'exploitant transmet à l'Autorité de sûreté nucléaire le bilan de cette vérification *six* mois avant le démarrage de chaque étape. Elle précise également à la **[PT-DEM93-9]** : « *l'exploitant assure* une formation appropriée sur le risque nucléaire ainsi que sur les risques spécifiques liés à l'installation, pour son personnel ainsi que pour les intervenants extérieurs. » Ces prescriptions nécessitent de vérifier, dès l'étape des études de conception qui impacte l'*AIP-1* et dont le produit de sortie concernera des EIP et ED associées, l'adéquation des compétences requises avec celles disponibles et utiles pour maîtriser l'ensemble du processus de surveillance des études. Cela concerne dès à présent la phase des chantiers préalables au démantèlement (libérations anticipées de place, déplacements, tris et découpes de déchets, investigations complémentaires…) et toutes les études en vue des modifications à venir pour réaliser et exploiter les nouveaux équipements.
A cet égard, le projet DGB a identifié, au stade des études de conception, des besoins nouveaux en compétence, non disponibles à date chez Orano CE. Ces nouveaux métiers et ces nouvelles qualifications sont des composantes clefs pour la réalisation de futures opérations complexes du démantèlement et pour l'exploitation des nouveaux équipements : travailleurs sur cordes pour la dépose des matériels de la cascade de diffuseurs, conducteurs déportés concernant les gros porteurs nécessaires pour le transfert des matériels déposés, capacités de mainteneur des cisailles associées aux exigences de disponibilité des équipements du futur procédé de découpe. Dans le cadre de *l'AIP*-7, Orano DEM est conduit à porter l'anticipation de ces besoins pour assurer le maintien de compétences clefs et/ou de qualifications requises à venir.
Demande B.3 : Je vous demande de me transmettre, au stade de vos études actuelles, l'identification au titre de l'AIP-7 des besoins en compétences (métiers, expertises dédiées, qualification **requise,**
priorisation …) et des spécificités associées pour le démantèlement de l'INB n°93 au regard des nouvelles contraintes identifiées dans l'exploitation des futures équipements.
Demande B.4 **: Je vous demande de me transmettre votre analyse synthétique des besoins, à date de**
vos études actuelles, en indiquant les actions de surveillance particulières que cela impliquera **pour** la maîtrise de l'AIP concernée (études/expertise, réalisation, entretien, formation, qualification).
## C. Observation
Les inspecteurs ont apprécié les explications apportées par les différents acteurs d'ORANO CE, équipe d'exploitation ou intervenants du projet de démantèlement. L'organisation mise en place depuis le 1er janvier 2021 implique l'identification de nombreuses interfaces entre chaque entité interne à Orano contribuant au projet de démantèlement l'INB n°93 et dans l'objectif d'assurer la maîtrise de la surveillance des AIP et EIP concernés (Orano CE, Orano DEM, Orano Projets, sous-traitances externes).
Plusieurs interfaces sont d'ores et déjà identifiées dans le cadre du plan de management du projet DGB
et font l'objet de la mise en œuvre des plans de surveillance de chaque entité concerné. Une coordination d'ensemble est assurée par la maîtrise d'ouvrage d'Orano CE via la DAFC du Tricastin. A ce titre, plusieurs tâches sont réparties en matière de surveillance entre des entités internes telles que la maîtrise d'ouvrage (Orano DEM), la maîtrise d'œuvre (Orano DEM, Orano Projets), l'exploitant Orano CE (sur l'installation et au niveau Plateforme Tricastin).
Observation n°1 : la cartographie des sous-traitants du projet (*le « qui surveille qui et quoi* »**) est un**
document important au regard de la surveillance à mener sur les AIP et EIP et doit être mis à jour périodiquement. Elle contribue à identifier les plans de surveillance nécessaires **et les interfaces**
entre les entités et elle contribue à la bonne compréhension de la répartition des tâches entre les entités exerçant à des actions de **surveillance.** Enfin, les inspecteurs ont noté, à travers la surveillance menée par la maîtrise d'ouvrage DAFC d'Orano CE, l'action de suite concernant le recueil RQSSE de l'INB n°93 à établir pour intégrer l'ensemble des exigences définies (y compris les exigences définies des EIP et autres exigences liées aux études de réalisation ou à la réalisation d'opération). Ce recueil d'exigence contribue à améliorer le partage des exigences entre les intervenants extérieurs et intégrera, à termes, les exigences complémentaires des futures fonctions de dépose, de transfert et de conditionnement au sens sûreté, sécurité, environnement, radioprotection et qualité. Il assure également une bonne compréhension de la répartition entre la surveillance menée par la maîtrise d'ouvrage du projet et celle pilotée par l'exploitant nucléaire de l'installation.
Observation n°2 : la démarche d'intégration dans le recueil no**rmatif et technique (RQSSE) de**
l'ensemble des exigences définies est nécessaire pour s'assurer de la connaissance et du partage de celles-ci entre toutes les parties prenantes du projet de démantèlement et en vue de **la mise en**
fonctionnement des nouveaux équipements qui impliqueront les équipes d'e**xploitation Orano CE,** les équipes projet Orano DEM et Orano **Projets, les intervenants extérieurs.**
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 par Eric ZELNIO
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INSSN-CHA-2022-0245 | Référence courrier :
CODEP-CHA- 2022-021822 Châlons-en-Champagne, le 29 avril 2022 Madame la Directrice du Centre Nucléaire de Production d'Electricité BP 174 08600 CHOOZ
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centre Nucléaire de Production d'Electricité (CNPE) de Chooz Inspection INSSN-CHA-2022-0245 Thème : systèmes auxiliaires Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Madame la Directrice, 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 avril 2022 au Centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Chooz sur le thème
« systèmes auxiliaires ». 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 14 avril 2022 avait pour objectif de contrôler les dispositions prises par le CNPE pour garantir la disponibilité de la source froide en fonctionnement normal, mais aussi en périodes de grand chaud ou de grand froid. Dans ce cadre, les inspecteurs se sont intéressés à la déclinaison locale de la directive d'EDF « DI134 » (relative au management du risque d'agressions), notamment en ce qui concerne le bilan de la source froide, ainsi qu'au respect par le CNPE des référentiels « COS 6 » (configuration des systèmes en période grand chaud et d'étiage de la Meuse) et « COS 7 » (suivi, action et surveillance en période grand froid et d'étiage de la Meuse).
En complément, des contrôles par sondage ont été réalisés afin de vérifier le respect des programmes de base et des programmes locaux de maintenance préventive (PBMP et PLMP) d'une partie des équipements associés au refroidissement des réacteurs, notamment ceux en lien avec :
le circuit de réfrigération intermédiaire (RRI), qui assure le refroidissement d'un certain nombre d'équipements importants pour la sûreté du réacteur ;
le circuit d'eau brute secourue (SEC), qui assure le refroidissement du système RRI au moyen de la source froide ;
L'inspection a été complétée par une visite sur le terrain des installations de la prise d'eau en Meuse, de la station de pompage du circuit SEC ainsi que des échangeurs entre les circuits RRI et SEC. Au vu de ces examens, L'ASN considère que l'ensemble des sujets abordés fait l'objet d'une gestion globalement satisfaisante de la part de l'exploitant.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Néant
## B. Compléments D'Information Bilan De La Fonction Source Froide
Le courrier managérial « Mise en œuvre des bilans de fonction », référencé D455018003820, précise qu'une revue annuelle de la fonction source froide doit être réalisée afin « […]*d'identifier et traiter les* problématiques techniques pouvant affecter nos matériels et systèmes, avec une vision intégrée par fonction, de façon à pouvoir identifier nos menaces à court, moyen et long terme, sur tous nos champs de performances (sûreté, disponibilité, environnement, durée de fonctionnement...).» Conformément aux demandes de l'ASN, le dernier bilan disponible de la fonction source froide a été communiqué avant l'inspection. Ce bilan de fonction couvre la période allant de juillet 2018 à mars 2019. Par ailleurs, à la demande des inspecteurs, le bilan de fonction (en cours de validation) couvrant la période allant de mars 2020 à août 2021 a été présenté en séance. En revanche, il a été constaté qu'aucun bilan de fonction pour la période 2019/2020 n'était disponible.
Vos représentants ont indiqué que la revue de fonction de la source froide 2019/2020, et les éventuelles actions associées, avaient été réalisées ou définies, mais n'avaient pas fait l'objet d'une validation de la part de la direction du CNPE et ne pouvaient en conséquence être présentées. Les inspecteurs ont noté que cette revue de fonction n'avait pas constitué une donnée d'entrée de la revue suivante. En outre, vos représentants ont indiqué qu'en l'absence d'enregistrement dans le système qualité de cette revue de fonction, les actions associées n'avaient pas fait l'objet d'un enregistrement dans le système informatique.
Demande B1 : Je vous demande de m'indiquer les raisons **de la non-validation du bilan de fonction** de la source froide couvrant la période 2019/2020 et de justifier de la prise en compte des éventuelles actions à court terme qui avaient pu être remontées à cette occasion.
Demande B2 : Je vous demande de m'indiquer les actions mises en place pour éviter la **reproduction** d'une telle situation.
## Machine De Nettoyage Chimique
Le plan d'action associé à la revue de la fonction source froide 2018/2019 prévoyait la mise à disposition d'une seconde machine de nettoyage chimique des échangeurs RRI/SEC. Il apparaît que le site dispose effectivement de cette seconde machine. Cependant, il a été indiqué qu'en l'attente de sa réception par un organisme habilité, elle ne pouvait pas encore être mise en place et utilisée. Demande B3 : Je vous demande de me fournir un planning prévisionnel de réception de la seconde machine de nettoyage **chimique des échangeurs RRI/SEC.**
## Mise En Oeuvre Des Pbmp Et Plmp
Votre PLMP relatif aux groupes motopompes du système SEC, référencé D5430NTEM07112, prescrit différents niveaux de maintenance associés à différentes périodicités. Les périodicités reposent sur un critère calendaire ou un critère basé sur le temps de fonctionnement. Pour la visite de type « 3A2 », la périodicité est fonction du temps de fonctionnement. Les inspecteurs ont constaté que les essais périodiques (EP) liés à cette visite étaient effectués, mais que la périodicité prise en compte était calendaire et ne semblait pas dépendre du temps de fonctionnement des matériels. Vous avez expliqué que les dates des EP étaient fixées de façon conservative. Demande B4 **: Je vous demande de démontrer le caractère conservatif de votre planification des EP** liés au PLMP du système SEC, s'agissant du respect des périodicités basées sur le temps de fonctionnement des matériels.
## C. Observations Fuite Pompe Sec
Lors de la visite sur le terrain, les inspecteurs ont constaté des fuites d'eau au niveau de la pompe référencée « 2SEC001PO ». Une demande de travaux (DT) est ouverte depuis août 2021 sur ce sujet mais ne semble pas avoir été suivie d'effet.
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 également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Madame la Directrice, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de Division, signé par Mathieu RIQUART |
INSSN-CHA-2022-0280 | Référence courrier :
CODEP-CHA-2022-033985 Châlons-en-Champagne, le 13 juillet 2022 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 INSSN-CHA-2022-0280 du 12 avril 2022 Thème : « Engagements du second réexamen de sûreté »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Lettre ASN CODEP-DRC-2021-002629 du 1er février 2020 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 12 avril 2022 au Centre de Stockage de l'Aube (CSA) (INB n° 149) sur le thème « Engagements du second réexamen de sûreté ».
Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
Cette inspection s'inscrivait dans le cadre de la vérification, par l'ASN, du respect des engagements pris par le CSA dans le cadre du second réexamen périodique de l'installation, réalisé en application de l'article L. 593-18 du Code de l'environnement. Plus précisément, elle a permis de faire un point d'avancement sur les engagements « E1 » à « E35 », dont la date de réalisation prévisionnelle est échue
(engagements sous quatre ans). Pour ce faire, les inspecteurs ont passé en revue l'ensemble de ces engagements, à l'appui de contrôles documentaires et d'une visite sur le terrain de l'Atelier de conditionnement des déchets (ACD) et du bâtiment de transit (BT). Il ressort des vérifications faites par les inspecteurs que :
− certains engagements peuvent être soldés ;
− d'autres engagements doivent faire l'objet de justifications ou d'investigations complémentaires.
À cet effet, une lettre de demande de compléments sera adressée à l'exploitant dans le cadre de l'instruction de ce réexamen ;
− d'autres engagements encore sont conditionnés à une prise de position de l'ASN concernant le dimensionnement de l'aléa sismique à retenir. Aussi, ces engagements seront réalisés dans un délai de 5 ans après la parution de la décision à venir de l'ASN portant sur le réexamen ;
50, avenue du général Patton - BP 80556 - 51022 Châlons-en-Champagne - France Téléphone : +33 (0) 3 26 69 33 05 / Courriel : [email protected] asn.fr 1/4
− le reste des engagements fera l'objet d'une instruction, en cours ou à venir, de l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN).
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Néant
## Ii. Autres Demandes
Néant
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn Engagements Considérés Comme Soldés Par L'Asn
Les engagements suivants, pris dans le cadre du second réexamen, sont considérés par l'ASN comme soldés :
E1 : Surveillance de l'absence d'iode 129 dans l'eau du ruisseau des Noues d'Amance, dans les végétaux aquatiques, ainsi que dans le lait de la chaîne alimentaire ;
E2 : Protection contre la foudre du bâtiment de transit (BT) par les liens reliant la structure métallique et la terre ;
E3 : Mettre en œuvre dans le BT, dans les meilleurs délais et en tout état de cause sous six mois, les dispositions complémentaires suivantes : (i) l'installation d'un système d'extinction manuel et automatique sur le chariot automoteur de manutention ; (ii) la vérification de l'absence de point chaud au niveau des roues des véhicules avant leur entrée dans le bâtiment ; (iii) la mise en place de colis bloqués entre le camion et les colis non bloqués, en vue de constituer un écran, ou le maintien d'une distance d'au moins huit mètres entre le camion et les colis non bloqués ;
E4 : Mettre en œuvre dans le hall CO24, dans les meilleurs délais et en tout état de cause sous six mois, les dispositions complémentaires suivantes : (i) la vérification de l'absence de point chaud au niveau des roues des véhicules avant leur entrée ; (ii) l'installation systématique d'un extincteur sur roues de 50 kg en présence du tracteur d'un camion ;
E5 : Contrôle des niveaux de dépression des locaux de familles I et II par mesure directe ;
E8 : Inclure un piézomètre situé entre le dôme piézométrique de la nappe et les drains périphériques Sud du CSA, dans son suivi trimestriel réglementaire pour la surveillance radiologique et dans son suivi semestriel pour la surveillance chimique ;
E9 : Transmettre, sous un an, un plan d'actions décrivant, pour chaque hypothèse pouvant expliquer la remontée générale de la nappe des sables de l'Aptien, les moyens à mettre en œuvre pour : (1) vérifier, sur le terrain, chacune de ces hypothèses (amélioration de la surveillance, investigations locales...), (2) améliorer la représentativité du modèle hydrogéologique, sous cinq ans, ainsi que, le cas échéant, tester in situ l'efficacité des dispositions constructives qui permettraient de limiter le risque de la remontée de la nappe au droit des ouvrages de stockage au cours de la phase de surveillance ;
*
* *
E11 : Compléter, dans le cadre du plan d'actions, les dispositions de protection contre l'incendie des halls CO22 et CO23 : (1) en installant systématiquement un extincteur sur roues de 50 kg dans le hall en présence du tracteur d'un camion et, (2) en l'absence de la qualification des trappes de passage du convoyeur, en les remplaçant par des trappes coupe-feu 2 heures ;
E12 : Compléter, sous dix-huit mois, dans le cadre du plan d'actions, les dispositions de protection contre l'incendie dans le transstockeur (C014/C015), en installant (1) un dispositif de coupure de l'alimentation électrique du chariot de manutention, lorsque celui-ci n'est pas utilisé, (2) des trappes coupe-feu 2 heures au niveau du passage du convoyeur, dans le cas où les trappes actuellement en place ne seraient pas ainsi qualifiées, et (3) un asservissement du système d'extinction à un système de détection installé sur le chariot ;
E13 : Vérifier, sous deux ans, que les méthodes de contrôle mises en place permettent bien de s'assurer que les exigences de sûreté applicables aux colis sont respectées ;
E14 : Vérifier, sous deux ans, par exemple à l'aide de simulations ou de campagnes de mesures, que le fonctionnement de la ventilation en régime réduit permet bien de maintenir les mêmes sens d'écoulement d'air qu'en fonctionnement nominal dans l'ensemble des locaux ventilés ;
E15 : Définir et mettre en œuvre, sous deux ans, des contrôles périodiques relatifs au bon fonctionnement et à l'étanchéité associés aux portes entre les locaux C045 et C009, C045 et C012, C008 et C012, C113 et C110 ;
E16 : Installer, sous deux ans, des dispositions de mesure directe des niveaux de dépression des locaux C113, C045, C008 et C010 ;
E20 : Mettre en œuvre, sous deux ans, des dispositions permettant de localiser les impacts de foudre au CSA via un abonnement à METEORAGE ;
E31 : Présenter, sous trois ans, les méthodes retenues pour l'évaluation d'impact écologique des substances radiologiques et chimiques, pour la phase d'exploitation et la phase de surveillance du CSA ;
E32 : Améliorer, sous quatre ans, la sectorisation des locaux C006 et C028 en vue d'éviter la propagation d'un incendie vers la salle de conduite centralisée C202 et son couloir d'accès C203.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et selon les modalités d'envoi figurant ci**-dessous**, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de Division, Signé par Mathieu RIQUART |
INSSN-LYO-2022-504 | Lyon, le 6 janvier 2023 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-063288 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin Electricité de France CS 40009 26131 **ST PAUL TROIS CHATEAUX CEDEX**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Lettre de suite des inspections des 14, 20, 26 et 27 avril, 19 mai et 20 juillet 2022 sur le thème de « R.5.9 inspections de chantier - 4 ème visite décennale (VD4) du réacteur 3 »
N° dossier : Inspection n° INSSN-LYO-2022-0504 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 20212 fixant les règles générales relatives aux INB
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence, plusieurs inspections inopinées de chantiers de la centrale nucléaire du Tricastin ont été réalisées les 14, 20, 26 et 27 avril, 19 mai et 20 juillet 2022 dans le cadre du contrôle de la 4ème visite décennale (VD4) du réacteur 3. Ces inspections, réalisées sur site, ont été complétées de contrôles documentaires réalisés à distance au cours de l'arrêt du réacteur, entre le 12 mars et 15 décembre 2022.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent, rédigés selon le nouveau formalisme adopté par l'ASN pour renforcer son approche graduée du contrôle.
## Synthese De L'Inspection
Les inspections des 14, 20, 26 et 27 avril, du 19 mai et du 20 juillet 2022 sur la centrale nucléaire du Tricastin avaient pour objet de contrôler la qualité des interventions de maintenance réalisées lors de la VD4 du réacteur 3. Ces inspections inopinées ont principalement concerné des activités réalisées dans le bâtiment réacteur (BR), le bâtiment combustible (BK), le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), le bâtiment électrique (BL), la station de pompage et les locaux abritant les groupes électrogènes de secours à moteur diesel.
Les inspecteurs ont examiné les conditions d'intervention ainsi que les dossiers spécifiques d'intervention de plusieurs chantiers, parmi lesquels :
- la modification référencée « PNPP 1595 » relative au remplacement des têtes des soupapes SEBIM de protection du circuit primaire principal (CPP) ;
- la modification référencée « PNPE 1141 » relative à l'augmentation du débit de décharge des vannes réglantes du système de contournement de la turbine principale avec décharge à l'atmosphère (GCT-a) ;
- la maintenance réalisée sur les dispositifs autobloquants (DAB) ; - le contrôle de la soudure, référencée 1638, de la tuyauterie repérée 3VVP005TY ;
- la maintenance réalisée sur les siphons de sol, requise par le plan d'actions incendie (PAI); - la modification référencée « PNPP 1838 » relative à la rénovation du système d'instrumentation et de surveillance de la puissance nucléaire (RPN) ;
- le contrôle d'ancrages dans le cadre d'examen de conformité des tranches (ECOT) ;
- le remplacement des tronçons de tuyauteries du circuit d'eau brute secourue (SEC) situés en entrée et en sortie des échangeurs de chaleur entre ce circuit et le circuit de refroidissement intermédiaire (RRI) ;
- le contrôle des câbles sur le tableau électrique LLA dans le cadre de la demande particulière
(DP) n°351 ;
- la visite interne de la soupape 3VVP106VV et des vannes réglantes d'aspersion repérées 3RCP001VP et 3RCP002VP ;
- la modification référencée « PNRL 1055 » relative au remplacement des capteurs de fin de course des vannes vapeur d'isolement (VIV).
De plus, les inspecteurs ont examiné la conformité des installations après la réalisation des activités suivantes :
- le remplacement du moteur de la motopompe du système de contrôle volumétrique et chimique (RCV) repéré 3RCV001PO ;
- le contrôle des torons de câblage sur les portes des armoires électriques de la tranche dans le cadre du traitement de l'écart de conformité (EC) n°499 ;
- la modification « PNRL 1894 » concernant le remplacement des sondes de température du circuit primaire ;
- le contrôle du freinage des sondes de températures d'échappement du groupe électrogène de secours à moteur diesel de la voie A (LHP) et de la voie B (LHQ);
- le remplacement de raccords vissés de la turbopompe du circuit d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) ;
- la remise en conformité de la gaine de ventilation du ventilateur repéré 3DVC001ZV dans le cadre d'examen de conformité des tranches (ECOT) ;
- la découpe d'un tronçon de tuyauterie du circuit de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA),
repéré 3RCP040TY.
Enfin, les contrôles à distance réalisés au cours de l'arrêt ont porté plus particulièrement sur :
- l'examen des dossiers associés aux interventions notables réalisées sur le circuit primaire principal (CPP) et les circuits secondaires principaux (CSP) du réacteur ;
- les résultats du contrôle du calage du CPP ;
- les résultats des essais de requalification associés aux modifications « PNPP 1595 »,
« PNPPE 1141 », « PNPP 1541B » relatives à la gestion des éventuelles fuites de la disposition EAS-Ultime et des effluents issus de l'ébullition de la piscine BK » ;
- les résultats des contrôles du tube de transfert ;
- le plan d'action n° 317460 relatif au dysfonctionnement de la vanne repérée 3 DEL 054 VD, du circuit de production et de distribution des circuits électriques (DEL).
A l'issue des inspections sur site et des contrôles à distance réalisés au cours de la VD4 du réacteur 3, vous avez apporté au fil de l'eau des éléments de réponse aux principaux constats des inspecteurs.
Prenant en compte ces éléments de réponse, l'ASN a donné, le 16 novembre 2022, son accord pour la divergence du réacteur 3 de la centrale nucléaire du Tricastin prévu à l'article 2.4.1 de la décision n°2014-DC-0444 de l'ASN du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires à eau sous pression.
A l'issue de ces inspections, il apparaît que les opérations de contrôle et de maintenance réalisées au cours de la VD4 du réacteur 3 l'ont été dans des conditions de sûreté globalement satisfaisantes. La gestion des zones d'intervention ainsi que des zones de circulation est également apparue à l'attendu.
Les intervenants des entreprises prestataires, rencontrés sur les différents chantiers, répondaient aux exigences de qualification nécessaires à leur intervention.
En revanche, certains écarts relevés lors des inspections sur site ou dans le cadre du contrôle à distance de l'arrêt du réacteur 3 devront faire l'objet d'une analyse approfondie afin de permettre la mise en œuvre d'actions correctives permettant d'éviter leur renouvellement. De plus, la maîtrise documentaire est apparue perfectible lors de certaines activités de maintenance.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Pa 317460 Relatif À La Vanne Repérée 3Del054Vd
A la suite de la modification « PNPE 1243 » relative à la mise en place de nouveaux servomoteurs sur les vannes trois voies du circuit DEL, un dysfonctionnement a été relevé sur la vanne repérée 3DEL054VD, qui impacte le système de de climatisation de la salle de commande (DVC). Lors de la VD4 du réacteur 3, le PA n°317460 a été ouvert le 26 octobre 2022 afin de tracer le dysfonctionnement de cette vanne.
Par courriel en date du 22 novembre 2022, vos représentants ont précisé que des dispositions avaient été mises en place sur la vanne 3DEL054VD ne manœuvrant pas automatiquement, permettant de rendre disponible la climatisation de la salle de commande, du local calculateur et du local de crise.
Par ailleurs, la position de secours de la vanne en cas de perte de tension est restée opérationnelle garantissant la qualification de celle-ci aux conditions accidentelles de type séisme. Vos représentants ont informé l'ASN de la mise en place d'un GRP (Groupe de Résolution de Problème) avec une équipe multidisciplinaire sur commandite de la direction technique du site afin de déterminer l'origine de cette défaillance et de définir un cadre de traitement sur le moyen terme, et de la sollicitation de vos services centraux. Par courriel en date du 14 décembre 2022, vos représentants ont précisé que le diagnostic du servomoteur a révélé un défaut de soudure d'un condensateur de la carte électronique (ayant pour origine présumée un défaut de fabrication) se trouvant dans le servomoteur et que celui-ci avait été remplacé et requalifié le 6 décembre 2022.
Par ailleurs, le relevé d'exécution d'essais (REE) ayant pour objectif la vérification du bon fonctionnement de la régulation de la vanne 3DEL054VD, transmis dans le cadre du suivi d'arrêt, n'avait pas mis en évidence de dysfonctionnement de la régulation. Les essais avaient été réalisés du 1 er au 4 avril 2022 et le REE avait été soldé « satisfaisant sans réserve ».
Demande II.1 : Analyser et préciser **à l'ASN pourquoi la procédure d'essai n'a pas permis de**
détecter le mauvais fonctionnement de la régulation de la vanne 3DEL054VD.
Demande II.2 : En lien avec vos services centraux, identifier et mettre en place des contrôles sur les réacteurs **n°1 et n°2, ainsi que sur les autres réacteurs ayant déployé la modification PNPE**
1243, afin de statuer **sur le caractère isolé ou générique de cette défaillance.**
Demande II.3 Modifier et transmettre la procédure d'**exécution d'essai prenant en compte ce** retour d'expérience.
## Présence De Corps Migrants Dans Les Générateurs De Vapeur
Les tubes des générateurs de vapeur du réacteur 3 ont fait l'objet de contrôles par courant de Foucault à l'issue de l'épreuve hydraulique du CPP. Lors de ces contrôles, une sonde s'est bloquée dans le tube L012C087 du générateur de vapeur n°1 et une autre dans le tube L001C069 du générateur de vapeur n°2 après leur introduction depuis la branche froide. Les sondes ont pu être retirées intègres. Un examen télévisuel de l'intérieur des tubes depuis la boite chaude a permis d'identifier la présence d'un corps migrant à l'intérieur de chacun des deux tubes. L'extraction de ces corps migrants, de même nature, a pu être réalisée. La fiche de position « Tricastin 3 - VC40/22(3D38/22) - corps migrants à l'intérieur des tubes de GV1 et GV2 » référencé D455022005866 indice 0, transmise à aux inspecteurs en date du 12 octobre 2022, précise « qu'il pourrait s'agir de corps métalliques en acier inoxydable de type copeaux d'usinage probablement issus d'activité de maintenance sur l'arrêt en cours et introduit dans les tubes de générateur de vapeur lors de l'épreuve hydraulique du circuit primaire ».
Demande II.4 : Tirer les enseignements de ces situations et mettre en place les dispositions pour en éviter leur renouvellement, notamment en vue de l'épreuve hyd**raulique du circuit primaire**
du réacteur n°4 dans le cadre de **sa VD4 à venir.**
## Maintenance Des Siphons De Sol
La maintenance des siphons de sol est prescrite au travers du programme de base de maintenance préventive (PBMP) IPS « Matériels de Protection Passive contre l'incendie (Hors Portes) des Paliers 900 » référencé PBMP-AM-121-10. Ce PBMP prévoit la vérification fonctionnelle des siphons de sol : présence d'une garde d'eau et vérification de l'état général du siphon permettant son fonctionnement.
Les siphons de sols ont un rôle dans la sectorisation de sûreté mise en place face au risque d'incendie.
Lors des inspections des 26 avril et 20 juillet 2022, les inspecteurs ont contrôlé par sondage l'état général de certains siphons. Vos représentants ont précisé que des contrôles hebdomadaires étaient réalisés par les services assurant ces contrôles car le niveau d'eau des siphons était souvent bas et le contrôle mensuel serait insuffisant.
L'article 2.5.6 de l'arrêté [2] précise que : « Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. » Le fichier de suivi de remplissage des siphons en date du 26 avril 2022 a été consulté. Les inspecteurs ont constaté que de nombreux siphons doivent être remplis hebdomadairement, que certains siphons n'ont pas été contrôlés du fait de leur manque d'accessibilité (présence d'échafaudage, forte dépression), que le siphon repéré 8HNA0034GS était « fuyard », et que le siphon repéré 8HNA0331GS
n'existait pas mais apparaissait dans le fichier de suivi. Demande II.5 : Analyser l'importance des écarts relevés eu égard aux secteurs de feux concernés.
Si ces siphons sont situés dans des secteurs de feu classés 'sensibles', procéder à la déclaration et à l'analyse d'un événement significatif pour la sûreté. Demande II.6 : Tirer les enseignements de ces situations**, le cas échéant dans le cadre d'un**
compte-rendu d'événement significatif, **et mettre en place les dispositions pour en éviter leur**
renouvellement.
Lors de l'inspection du 20 juillet 2022, les inspecteurs ont constaté que le siphon de sol repéré 3HK0204GS, requis au titre de la RASA, était bouché et que de l'eau s'écoulait dans la cage d'escalier du niveau +3,5 mètres jusqu'au niveau –8 mètres du BK. Les inspecteurs ont relevé, sur la demande de travaux (DT) n°01269844, transmise à l'issue de l'inspection et datée du 22 juillet 2022, que la tuyauterie entre les siphons de sol repérés 3HK0204GS (situé à 0 mètres) et 3HK0207GS (situé à 3,5 mètres) était bouchée depuis le 15 juillet 2022. Ce siphon 3HK0204GS a été remis en état le 21 juillet 2022.
Demande II.7 : Analyser les causes de cette situation et mettre en place les dispositions pour en éviter le renouvellement.
Lors de l'inspection INSSN-LYO-2019-037642 du 27 mai 2019 sur la thématique « Agressions :
inondation interne, externe et grands vents », vous vous étiez engagé à transmettre un plan de contrôle sur les tuyauteries d'évacuation des siphons de sol, nécessitant la mise en place d'un nouveau procédé de contrôle de non obstruction, d'absence de rétreint ou de réduction des sections de passage des tuyauteries d'évacuation des siphons, avant le 15 décembre 2022. Par courriel en date du 8 décembre 2022, vos représentants ont précisé que la méthode de contrôle était toujours en cours de validation, et que vos services centraux rencontraient des difficultés pour obtenir la source radioactive nécessaire à l'utilisation de l'outil. Demande II.8 **: Transmettre le planning de réalisation des essais sur maquette et sur site** du nouveau procédé permettant le contrôle des **tuyauteries d'évacuation des siphons. En l'attente**
de la mise en œuvre opérationnelle de ce contrôle, étudier et **proposer des mesures** compensatoires.
## Intervention Notable - Découpe Tronçon De Tuyauterie Repérée 3Rcp040Ty
Lors de l'inspection du 20 juillet 2022, les inspecteurs se sont rendus sur le chantier de découpe et de repose d'un tronçon de tuyauterie situé entre les soudures M4 et M5 de la branche chaude de la boucle 2 du CPP, sur le circuit de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA), dans le cadre de contrôles complémentaires d'éventuels phénomènes de corrosion sous contraintes (CSC). Ces interventions ont fait l'objet de dossiers d'intervention notable préalablement soumis à l'ASN. Les inspecteurs ont pu visualiser la présence de 6 dispositifs de chantiers (chandelles, baudruche, collier et étais), mis en place à la suite de la dépose du tronçon de tuyauterie RRA.
Vos représentants ont précisé qu'un contrôle visuel était réalisé toutes les deux semaines afin de contrôler le maintien en position de ces supportages temporaires. Toutefois, les niveaux de précision attendus dans le cadre des contrôles des supportages temporaires n'ont pas pu être démontrés aux inspecteurs. Demande II.9 : Tirer les enseignements de cette situation en définissant les niveaux de précision attendus dans le cadre de contrôles de supportages provisoires et la **stratégie à mettre en œuvre**
en cas de dérive dans le temps de ces supportages.
## Examen De Conformité De Tranche (Ecot) - Thème « Séisme Ancrages »
Un examen de conformité de tranche a été réalisé dans le cadre du 4 ème réexamen périodique du réacteur 3 de Tricastin. Lors de l'inspection du 27 avril 2022, les inspecteurs se sont rendus sur un chantier de contrôle d'ancrages, réalisé par une entreprise extérieure.
Lors des échanges, les inspecteurs ont relevé que les intervenants n'effectuaient pas de contrôle de conformité au plan pour les tuyauteries ayant un diamètre nominal inférieur à 2 pouces et qu'ils se contentaient de la vérification du pas de supportage. La fiche de position référencée D45520006237 détaillant la méthodologie à appliquer, transmise aux inspecteurs par courriel en date du 9 mai 2022 précise que : « *La méthode à appliquer pour les tuyauteries de DN= 50, dépend des situations rencontrées :*
- *Si les plans sont disponibles et cohérents avec la configuration des ancrages et supports in-situ, le* CNPE contrôlera la conformité au plan des ancrages telle que prescrite dans le PBMP concerné.
- Si *les plans n'ont pas été retrouvés ou qu'il y a des différences significatives entre les plans BPE et* la *configuration du supportage in-situ, alors il est possible de substituer le contrôle de conformité au* plan *par une vérification du pas de supportage.*
(…). Le contrôle de conformité au plan des ancrages n'étant pas réalisé comme prescrit dans le PBMP, il *est* nécessaire de tracer tous les éléments de justification de la conformité des ancrages. » Vos représentants ont précisé que « *le pas de supportage était relevé de façon systématique, de même que* la réalisation des contrôles prescrits au chapitre 5 du PBMP 450-*08 (présence de l'ancrage, absence de* décollement/ déformation de la platine, absence de corrosion, absence de dégradations du GC et de desserrage des chevilles,…). Toutefois, si le plan est disponible, le contrôle est réalisé avec le plan mais en maintenant la vérification du pas de supportage. »
Les inspecteurs ont constaté un manque de traçabilité concernant la réalisation des contrôles avec le plan, notamment lorsque celui-ci est présent et conforme : les procès-verbaux de contrôles d'ancrages n'apportent aucune précision sur les contrôles réalisés ni sur l'existence de plan des ancrages. Demande II.10 : Améliorer la traçabilité des contrôles visuels réalisés sur les ancrages en indiquant notamment l'existence ou non du plan, le détail des éléments contrôlés, ainsi que leur conformité. Demande II.11 **: Renforcer significativement la surveillance des intervenants extérieurs**
réalisant le contrôle des ancrages. Faire part à l'ASN des dispositions mises en place.
La fiche de position susmentionnée précise qu'en cas de non-conformité, la mise à jour des plans doit être réalisée. Vos représentants ont indiqué que la mise à jour des plans relevés « non conformes » était en cours. Toutefois, lors de la vérification par sondage, les inspecteurs ont noté que certaines non-conformités avaient été relevées en 2016 et 2017 et que les plans n'étaient toujours pas à jour.
Demande II.12 : **Réaliser un état des lieux des plans d'ancrages nécessitant des mises à jour et**
transmettre à l'ASN les conclusions **de cet état des lieux.**
## Documentation Opérationnelle Relative Aux Activités De Maintenance 6
Lors de l'inspection du 27 avril 2022, les inspecteurs se sont rendus sur le chantier de maintenance des dispositifs autobloquants (DAB) du circuit d'injection de sécurité. Un groupement momentané d'entreprise (GME) associant deux prestataires a assuré la maintenance des DAB lors de l'arrêt.
Les inspecteurs ont relevé dans le dossier de suivi d'intervention que la ligne « repose des DAB »
était cochée, alors que l'activité n'était pas finalisée. Par courriel en date du 3 mai 2022, vos représentants ont précisé que l'intervenant avait coché la ligne du dossier de suivi d'intervention (DSI) après avoir réalisé la maintenance sur les DAB qu'il contrôlait, sans penser que d'autres DAB
étaient encore à contrôler. Les inspecteurs ont également noté qu'une seule entreprise avait participé à la réunion de levée des préalables. Demande II.13 : **Tirer le retour d'expérience de cette situation en apportant les modifications**
nécessaires au DSI concernant la maintenance des DAB et en sensibilisant **les intervenants à**
l'utilisation des DSI. Les inspecteurs ont examiné la gamme de « *dépose et repose des DAB de tuyauterie pour contrôle sur* banc d'essai ou échange standard » référencée PNTY DAB 00 indice 0, complétée à la suite des activités de maintenance réalisées sur les DAB. Vos représentants ont transmis à l'ASN, par courriel en date du 5 mai 2022, la procédure à l'indice 01 applicable à partir du 1er avril 2022, qui complète notamment les consignes de repose des DAB.
Demande II.14 : Analyser les **dysfonctionnements organisationnels ayant conduit à ne pas**
utiliser la procédure de dépose et de repose des DAB au dernier indice applicable. Evaluer l'impact sur les DAB reposés lors de l'arrêt. Transmettre à l'ASN les conclusions de votre analyse et les **éventuelles actions correctives mises en place.**
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse 7
Modification PNPP1838 : R**énovation du système d'instrumentation et de surveillance de la** puissance nucléaire (RPN)
Lors de l'inspection du 26 avril 2022, les inspecteurs se sont rendus sur le chantier de la modification référencée « PNPP 1838 » lors de la phase de montage des nouvelles armoires. Ils ont constaté qu'une armoire RPN était présente en inter-tranche, à 0 mètre en salle des machines, sans aucun balisage.
Vos représentants ont apporté des précisions par courriel en date du 29 avril 2022 en confirmant que les armoires ont été entreposées en inter-tranche pour une durée entre 1 et 2 heures, en attente d'un acheminement vers le local calculateur. Ils ont également précisé qu'un balisage avait été mis en place autour de ces armoires, mais que lors de la montée d'une des armoires, le balisage avait été retiré et n'avait pas été remis en place. Les inspecteurs ont également constaté la présence d'un éclairage mobile provisoire dans le local calculateur situé à côté de la salle de commande, suffisant pour la dépose des armoires mais insuffisant pour le câblage des armoires. Vos représentants ont précisé qu'un éclairage plus adapté serait mis en place pour le câblage des armoires RPN.
Observation III.1 : Tirer les enseignements de ces situations et mettre en place les dispositions pour en éviter son renouvellement.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière et **selon les modalités** d'envois figurant ci**-dessous,** de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr) selon le nouveau formalisme adopté par l'ASN pour renforcer son approche graduée du contrôle.
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-DEP-2022-0867 | Référence courrier :
CODEP-DEP-2022-021089 EDF UTO Monsieur le Directeur CS 30451 MONTEVRAIN 77771 MARNE LA VALLEE Cedex 04 Dijon, le 4 mai 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base INSSN-DEP-2022-0867 du 14 avril 2022 Intervention notable réparation par usinage du bossage du doigt de gant 3RCP004MT du réacteur n°3 de la centrale de TRICASTIN
Références : [1] Arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs à eau sous pression
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[4] Décision DGNSNR/SD5/BB/VF n°030191 du 13 mai 2003
[5] Dossier d'intervention solution ultime réparation bossage du doigt de gant générique dont l'accord a été signé le 23 juin 2021
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 14 avril 2022 sur le réacteur n°3 de la centrale du TRICASTIN sur le thème de « la surveillance exercée par le service UTO d'EDF lors de la mise en œuvre de la solution ultime, dans le cadre de l'opération de décontamination du pressuriseur, de réparation du bossage du doigt de gant 3RCP004MT. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait l'application de la l'arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression et sa déclinaison concernant la surveillance exercée par EDF/UTO, unité coordinatrice, lors de l'opération, dite Solution Ultime, de réparation du bossage du doigt de gant 3RCP004MT. Les inspecteurs n'ont pas été en mesure de voir le poste de travail mis en place pour réaliser l'opération Solution Ultime, le bâtiment réacteur étant en cours d'évacuation lors de la visite terrain. L'inspection s'est essentiellement focalisée sur les sujets de gestion de la radioprotection, de la surveillance de l'intervention ainsi que sur les opérations de dépose du doigt de gant en cours le jour de l'inspection. Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que l'intervention s'est déroulée en partie conformément au dossier de réalisation de travaux (DRT). Toutefois, les conditions d'utilisation de dégrippant pour la dépose du doigt de gant n'ont pas été respectées. En outre, des améliorations doivent être apportées concernant le volet radioprotection notamment définir les exigences minimales à mettre en œuvre dans le cadre de la solution ultime et de l'intervention globale de décontamination de la manchette thermique du pressuriseur (PZR). L'intervention Solution Ultime étant réalisée préalablement à l'opération de décontamination de la manchette thermique du pressuriseur, les enregistrements de cette intervention mériteraient d'être spécifiques ou de pouvoir être scindés de ceux de l'opération de décontamination afin de gagner en lisibilité. Enfin le suivi des actions de l'analyse des risques dynamiques (ADRD) doit être formalisé afin de disposer d'une surveillance de l'intervention robuste.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Un accord concernant la mise en œuvre du dossier solution ultime réparation bossage du doigt de gant 3RCP004MT générique vous a été délivré le 23 juin 2021. Dans le cadre de cet accord, vous vous êtes engagés sur la mise en œuvre de mesures d'optimisation de la radioprotection. Les inspecteurs se sont donc intéressés dans un premier temps à la thématique radioprotection.
## Radioprotection
S'agissant de la radioprotection, le DRT ne précise pas spécifiquement les mesures d'optimisation à mettre en œuvre pour cette intervention. Ces mesures sont évoquées de façon générique, toujours dans le relevé de décision du comité ALARA qui fait référence à la présentation faite par ENDEL au dit comité. En outre le Régime de Travail Radiologique (RTR) Solution Ultime évoque l'utilisation de la télédosimétrie qui ne figure pas dans le relevé de décision du comité ALARA.
Demande A1 : Je vous demande **de définir les exigences minimales en terme de radioprotection à**
mettre en œuvre sur l'intervention notable dite solution ultime de réparation du bossage du doigt de gant 3RCP004MT **ainsi que sur l'opération globale de**
décontamination de la manchette thermique du PZR. Conformément au paragraphe V.2 de l'annexe à la décision visée en référence [4], v**ous veillerez à mettre à jour votre**
dossier d'intervention, le volet relatif à la radioprotection, en tenant compte de ce REX.
## Retour D'Expérience (Rex) Intervention
Concernant la dépose/repose du doigt de gant, la procédure du DRT relatif à la décontamination de la manchette thermique du pressuriseur prévoit, en cas de grippage la mise en œuvre de dégrippant puis 1h de pose avant nouvel essai. Si cet essai est de nouveau infructueux, mise en œuvre de nouveau de dégrippant et nouvel essai 1 h après. Si ces deux essais sont non-concluants, mise en œuvre de la solution de repli. C'est cette situation qui a été rencontrée lors de l'inspection. Toutefois, les temps d'attente mis en œuvre ont été de 45 minutes, soit inférieurs au temps défini par la procédure. Une fiche de non-conformité a été ouverte suite à l'inspection conformément aux engagements pris lors de cette dernière. La solution de repli n'a finalement pas été mise en œuvre : la dépose manuelle ayant abouti après une nuit de pose du dégrippant.
## Demande A2 : Je Vous Demande De Prendre En Compte Ces Éléments, De Les Analyser Et De Mettre À Jour Le Drt En Conséquence.
Le compte-rendu de la réunion de levée des préalables a été transmis post inspection, soit après le début de l'intervention « Solution Ultime ». Ce compte-rendu étant global pour l'opération de décontamination de la manchette thermique du pressuriseur, plusieurs éléments étaient en attente suite aux différentes visites de levée des préalables. Les inspecteurs ont pu vérifier que l'accès 8M nécessaire pour la réalisation de l'intervention « Solution Ultime » avait bien fait l'objet de la levée des préalables. Toutefois, les enregistrements associés aux visites préalables de l'installation (PV « fiche de visite avant intervention QS/PV/SV/025 ») n'étaient pas exhaustifs suite à l'indisponibilité de certains accès au PZR..
Demande A3 : Je vous de demande de vous assurer de l'exhaustivité de la levée des préalables pour chaque intervention. Une réflexion sur la pertinence **de maintenir, en cas de** réalisation de l'intervention solution ultime lors de l'opération de décontamination de la manchette thermique du PZR, un compte-rendu global **de levée des préalables** ainsi que des enregistrements des visites associées, devra être menée. Conformément au paragraphe V.2 de l'annexe à la décision visée en référence [4], vous **veillerez à**
mettre à jou**r votre dossier d'intervention en conséquence.**
## B. Demandes D'Informations Complementaires Surveillance
L'analyse des risques dynamiques (ADRD) conduite préalablement à la réalisation de l'intervention notable est une donnée permettant d'établir le programme de surveillance. Elle comprend des actions à réaliser pour « sécuriser » l'intervention. Toutefois, aucun état desdites actions n'a pu être présenté le jour de l'inspection, le suivi n'étant pas formalisé et relevant uniquement des intervenants présents lors de l'ADRD.
Demande B1 : Je vous demande **de me transmettre les dispositions prises pour assurer et formaliser**
le suivi des actions propo**sées dans le cadre de l'analyse des risques dynamiques** (ADRD).
Le risque de pollution à l'Argent 110 est avéré et une oxygénation a été conduite. Toutefois, vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter les éléments attestant de la levée du risque de pollution à l'Argent 110.
Demande B2 : Je vous demande de me transmettre les éléments justificatifs de l'absence de pollution à l'Argent 110.
## Intervention
La fiche d'écart référencée EC/22/00483/005/53/EP ouverte suite à la dépose du doigt de gant 3RCP004MT, conformément au DRT, a été transmise mais aucune des signatures requises dans le cartouche de validation de l'exécution n'est présente.
Demande B3 : Je vous demande de me transmettre cette **fiche d'écart dûment validée.**
## C. Observations Surveillance
C1 : Le programme de surveillance référencé AMTVDR/MS/PZR/DCT/DDG/TRI3 a été présenté lors de l'inspection. Ce programme a été validé mais pas approuvé. Il a été précisé lors de l'inspection que ce type de document ne nécessitait pas d'approbation bien que le cartouche le prévoit. Je vous invite à vous assurer du circuit de signature du programme de surveillance. Vous veillerez à modifier ou compléter le cartouche de signature en conséquence. C2 : Le document « Surveillance des interventions de décontamination de la manchette thermique du pressuriseur tous paliers » référencé D450714019667 ind2 précise que l'opération de décontamination de la manchette thermique du pressuriseur est une intervention notable bien qu'elle ait été déclassée.
Je vous invite à mettre à jour ce document.
C3 : Le Plan de Prévention levée des préalables a été transmis conformément aux engagements pris lors de l'inspection.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement 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.
Pour le président de l'ASN et par délégation, Le Chef du bureau SIRAD
signé par Benoît FOURCHE |
INSSN-LYO-2022-0386%20 | Lyon, le 20 avril 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-019743 **ORANO Chimie Enrichissement**
Monsieur le directeur BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano CE - INB n° 176 - ATLAS Inspection n° INSSN-LYO-2022-0386 du 12 avril 2022 Thème : Surveillance des intervenants extérieurs Références : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection de l'installation ATLAS (INB n° 176) du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement (CE) de Pierrelatte a eu lieu le 12 avril 2022 sur le thème de la 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 laboratoire ATLAS (INB n°176) d'Orano Tricastin concernait le thème de la surveillance des intervenants extérieurs. Les inspecteurs ont effectué une vérification documentaire par sondage de cette surveillance, de la liste des activités sous-traitées jusqu'au rapport du suivi de la surveillance. Cela a donné lieu à la consultation de plans de surveillance, des outils de planification et de suivi des actes de surveillance, aussi bien de la part du service de maintenance que de l'exploitant.
Les parcours des chargés de surveillance ont été vérifiés par sondage. Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent l'organisation très satisfaisante. En effet, ils ont apprécié que la surveillance, dont la gestion revient aux services transverses de la plateforme du Tricastin, soit également suivie par l'installation. Toutefois, un manque de traçabilité a été relevé concernant la surveillance d'une entreprise prestataire. Par ailleurs, les dispositions sont attendues afin de solder une fiche d'information « Fast Action » ouverte depuis plus de 15 mois.
## A. Demandes D'Actions Correctives Traçabilité De La Surveillance D'Une Entreprise Prestataire
La procédure TRICASTIN-18-003914 V2.0 intitulée « Gestion des plans de surveillance TRICASTIN »
précise dans son paragraphe n° 5 que la liste des exigences définies (ED) d'AIP1 ou d'EIP2sous-traitées est transmise à l'entreprise prestataire et que celui-ci en accuse réception. Ce dernier point doit faire l'objet d'une vérification dans le plan de surveillance. Par ailleurs, le paragraphe 8.3 de la procédure TRICASTIN-18-003914 V2.0 susmentionnée précise que
« a minima sur une base annuelle, le *plan de surveillance est complété et enregistré avec l'ensemble des éléments* de preuves collectées […] pour constituer un Rapport de *Surveillance pour la période concernée* ». Les inspecteurs ont consulté le compte rendu de contrôle interne de premier niveau (CIPN) réalisé en mars 2022 sur le thème de la surveillance des intervenants extérieurs. Le contrôleur Orano CE a relevé le manque de traçabilité concernant la transmission des exigences à l'entreprise prestataire effectuant des prélèvements pour le contrôle réglementaire des rejets gazeux. L'accusé réception de cette dernière est également manquant.
De plus, les inspecteurs ont relevé que, pour cette même entreprise prestataire, la vérification des compétences des intervenants n'avait pas pu être démontrée.
A1 : Je vous demande de compléter la traçabilité de la surveillance pour cette entreprise prestataire. Vous veillerez **au bon remplissage du plan de surveillance en conséquence.**
## Fiche D'Information « Fast Action » (Fifa)
Conformément à la procédure TRICASTIN-18-014743 V1.0 intitulée « Procédure FIFA - Fiche d'information "Fast Action" », une FIFA est ouverte dès qu'une non-conformité ou écart par rapport au référentiel de l'installation est détecté.
Les inspecteurs ont relevé que la FIFA n° 2021-0015, ouverte en janvier 2021, n'était toujours pas soldée. L'installation est toujours en attente de l'avis de l'Unité de protection de la matière et du site sur la nécessité du doublement du report d'une alarme incendie. Les inspecteurs ont également relevé que l'installation est toujours en écart par rapport à son référentiel car ce doublement n'est pas opérationnel. A2 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin de solder la FIFA n° **2021-0015.**
Vous analyserez alors la nécessité ou non de modifier votre référentiel.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Formation Des Chargés De Surveillance
La procédure TRICASTIN-16-009588 V4.0 intitulée « Parcours de professionnalisation du chargé de surveillance » prévoit plusieurs formations (deux internes et une externe) avant la nomination du chargé de surveillance par son hiérarchique. Les inspecteurs ont noté que des modules en e-learning pouvaient être ajoutés pour certains chargés d'affaires, comme le module sur la métrologie. Seule la formation externalisée est tracée dans l'application institutionnelle dénommée VISA. Les inspecteurs ont noté qu'un travail était en cours pour améliorer la traçabilité des parcours de professionnalisation et concaténer les formations de chacun des chargés de surveillance.
Bien qu'aucun recyclage des formations ne soit précisé dans le parcours de professionnalisation des chargés de surveillance, les inspecteurs ont constaté qu'une échéance au 31 décembre 2023 était mentionnée dans l'application VISA pour un des chargés de surveillance.
B1 : Dans le cadre de la concaténation des formations de chacun des chargés de surveillance, je vous demande de me préciser comment sont gérées les échéances des formations mentionnées dans VISA.
## C. Observations 3
Les inspecteurs ont consulté le fichier de suivi des entreprises prestataires du service de maintenance concernant la plateforme. Ils ont relevé un oubli dans l'onglet n° 6 concernant le suivi des plans de surveillance. En effet, il y est précisé que l'entreprise prestataire effectuant le contrôle d'efficacité des filtres de type THE n'intervient pas sur ATLAS, alors que le plan de surveillance de cette entreprise prestataire référencé TRICASTIN-15-004243, la liste des activités sous-traitées de l'INB 176 référencée TRICASTIN-19-009483 et la fiche de surveillance n° 2021-084 montrent le contraire. C1 : Il conviendrait de mettre à jour l'onglet n° **6 du fichier de suivi de surveillance des activités**
sous-traitée en maintenance.
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 division Signé par Eric ZELNIO
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INSSN-LYO-2022-0411 | Référence courrier : CODEP-LYO-019933 Monsieur le directeur EDF-Site de Creys-Malville HAMEAU DE MALVILLE
38510 CREYS-MEPIEU
Lyon, le 26 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
EDF / DP2D - Site de Creys-Malville (INB no 91 et 141)
N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) :
Inspection n°INSSN-LYO-2022-0411 du 12 avril 2022 Thème : Prélèvements d'eau et rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement Références : [1] Code de l'environnement, notamment les chapitres II du titre IV du livre V et 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 juillet 2015 relatif aux systèmes d'assainissement collectif et aux installations d'assainissement non collectif, à l'exception des installations d'assainissement non collectif recevant une charge brute de pollution organique inférieure ou égale à 1,2 kg/j de DBO5
[4] Arrêté du 3 août 2007 autorisant Electricité de France à poursuivre les prélèvements d'eau et les rejets d'effluents liquides et gazeux pour l'exploitation du site nucléaire de Creys-Malville
[5] Décision n° 2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence [1], une inspection a eu lieu le 12 avril 2022 sur les installations du périmètre de l'INB n°91 et de l'INB no141 implantées sur le site nucléaire de Creys-Malville. Cette inspection a porté sur le thème des prélèvements d'eau et 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 inspectrices.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 12 avril 2022 avait pour principal objectif de contrôler la gestion des stations d'épuration ainsi que le contrôle de la conformité à l'arrêté en référence [4]. A ce titre, les inspectrices se sont intéressées à l'organisation mise en place par EDF afin de gérer les cinq stations d'épuration du site et ont examiné les cahiers de suivi des stations d'épuration. Elles se sont également rendues sur chacune des stations d'épuration ainsi qu'au bassin décanteur nord et au canal de rejet principal.
Les inspectrices ont également consulté l'analyse de conformité à l'arrêté en référence [4] réalisé en 2020 ainsi que différents documents émis par EDF pour caractériser une non-conformité suite à sa détection et décider des actions correctives à mener.
Il ressort de cette inspection que l'organisation du site pour la gestion des stations d'épuration est satisfaisante.
De plus, les inspectrices notent de manière positive le fait que l'exploitant reprenne à sa main la gestion des stations d'épuration qui sont jusqu'au 30 juin 2022 gérées par la direction immobilière d'EDF. Cependant, les inspectrices ont constaté que le surdimensionnement des stations d'épuration rend leur exploitation difficile et peut conduire à des dépassements ponctuels des limites règlementaires de rejet.
De plus, les inspectrices ont constaté que l'analyse de conformité à l'arrêté en référence [4] menée en 2020 n'avait pas, d'une part, été assez ambitieuse pour certaines remises en conformité et n'avait pas, d'autre part, été finalisée sur la partie déclarative des non-conformités.
## A. Demandes D'Actions Correctives Arrêté Du 3 Août 2007 Règlement Les Rejets De L'Installation En Référence [4]
Les inspectrices ont contrôlé la conformité des installations à l'arrêté en référence [4]. Elles ont examiné l'analyse de conformité réalisée en 2020 par l'exploitant. Un contrôle par sondage a permis de constater qu'il restait des non-conformités non traitées. A titre d'exemple, il a notamment été remarqué que les eaux de réfrigération des circuits auxiliaires ne sont pas rejetées via le canal de rejet principal, comme le prévoit le référentiel mais via le canal de rejet auxiliaire. Vos équipes avaient identifié lors de la réunion du groupe d'évaluation de sûreté (GES) du 10 avril 2020 différentes actions correctives devant être mise en œuvre. En attendant le remplacement des systèmes concernés, et au vu des travaux nécessaires, des mesures compensatoires permettant de réaliser les mesures en continu des paramètres actuellement non suivis lors des rejets ont été identifiées comme nécessaires. La fiche d'action1 associée indique que cette mise en place était prévue d'ici le 30 juin 2024, sans indiquer les justifications associées à un tel délai. Au jour de l'inspection, les actions demandées suite à l'identification de cette non-conformité n'étaient pas mises en œuvre.
De plus, il est apparu que le site ne dispose pas de plan à jour de ses réseaux comme demandé par l'article 17 de l'arrêté réglementant vos rejets en référence [4].
Demande A1: Je vous demande de refaire une analyse de conformité à l'arrêté règlementant vos rejets en référence [4] ainsi qu'à la décision ASN du 16 juillet 2013 en référence [5]. Vous nous transmettrez **cette** analyse ainsi qu'un plan d'action ambitieux que vous établirez **pour résorber au plus tôt les non-**
conformités détectées **ainsi que les mesures provisoires mises en œuvre dans l'attente de la remise en** conformité. De plus, je vous demande de vous positionner sur le caractère déclaratif de chaque nonconformité.
Demande A2: **Je vous demande de mettre à jour le plan de vos réseaux de manière réactive.**
## Gestion Des Stations D'Épuration
Les inspectrices ont contrôlé la conformité de l'exploitation des stations d'épuration par rapport aux arrêtés en référence [3] et [4]. Elles ont constaté que le calcul du rendement demandé par l'arrêté en référence [3] n'était pas réalisé pour les stations d'épuration de Malataverne et celle repérée « BAF ». Cependant, l'exploitant réalise annuellement des mesures des effluents avant la station d'épuration et trimestriellement au rejet de la station d'épuration.
Demande A3: Je vous demande d'effectuer, dans les meilleurs délais, le **calcul du rendement de la station**
d'épuration de Malataverne et celle repérée « BAF ».
L'arrêté en référence [3] demande d'effectuer les mesures de concentration chimique des rejets en sortie de station d'épuration sur un échantillon représentatif constitué sur 24 heures, avec un préleveur automatique réfrigéré ou isothermes (maintenus à 5° +/- 3) et asservi au débit. Or actuellement, les mesures au niveau des rejets sont réalisées sur un prélèvement ponctuel.
Lors de l'inspection, l'exploitant a indiqué qu'un prototype avait été testé pour équiper les stations d'épuration d'un préleveur conforme à cette disposition de l'arrêté en référence [3]. Le résultat de ce test doit être rendu fin juin 2022.
Demande A4: Je vous demande de mettre en place les dispositions nécessaires permettant d'effectuer **les**
prélèvements en sortie des stations d'épuration grâce à **un préleveur automatique asservi au débit,**
conformément à l'arrêté en référence [3].
## B. Demandes D'Informations Complementaires Arrêté Du 3 Août 2007 Règlement Les Rejets De L'Installation En Référence [4]
L'article 17.VIII dispose que les capacités de traitement soient adaptées afin de traiter d'une manière optimale ces effluents durant toute la vie de l'installation. Or au vu du nombre de personnes sur site actuellement, l'ensemble des stations d'épuration est surdimensionné par rapport au besoin. L'exploitant réalise une étude afin de se positionner sur le devenir des stations d'épuration et de revenir à une meilleur adéquation entre les capacités des stations d'épuration et le nombre de personnes sur site.
Demande B1: Je vous demande de nous transmettre le résult**at de cette étude ainsi que le plan d'action qui**
en découlera.
L'article 39 de l'arrêt règlementant vos rejets en référence [4] dispose *que les eaux de la station de déminéralisation* et les effluents phosphatés, actuellement rejetés par le rejet auxiliaire, seront aiguillés vers le rejet principal, sous un an. Lors de l'inspection, il n'a pas été possible de définir si ces travaux avaient ou non été réalisés car les plans des réseaux n'étaient pas à jour.
Demande B2: Je vous demande de nous transmettre la **justification des travaux ayant permis d'effectuer le**
rejet des effluents de la station de déminéralisation au rejet principal.
## Définition Des Activités Importantes Pour La Protection Des Intérêts (Aip)
Dans la « note d'application des principes d'identification des AIP- liste des AIP communes aux INB de la DP2D » référencée D4555190005817, qui définit les AIP au titre de l'arrêté INB cité en référence [2], prévoit que les activités de mesure ou calcul des rejets non concertés, radiologiques, chimiques, microbiologiques soient classées comme des AIP avec pour exigence définie la « réalisation de l'activité selon les conditions prévues ».
L'exploitant a indiqué aux inspectrices que les mesures réalisées au niveau des points de rejet des stations d'épuration ne sont pas inclus dans cette AIP car ils ne contiennent pas de radioactivité. Cependant, à la lecture de la note, il n'apparaît pas clairement que les rejets non radioactifs sont exclus de l'AIP.
Demande B3: Je vous demande de clarifier les mesures des rejets conce**rnées par l'AIP prévue dans la note**
en référence D455190005817 et de justifier les raisons vous amenant à considérer certaines mesures non AIP.
## Gestion Des Stations D'Épuration
En 2019, l'exploitant a réalisé un contrôle du génie civil des trois silos à boues présents sur trois stations d'épuration. Sur les stations d'épuration repérées BAF et BAS, les deux silos sont enterrés. Les contrôles n'ont pas identifié de fissures. Sur la station d'épuration de Malataverne, le silo est bâti au niveau du sol. Des fissures ont été constatées lors du contrôle de 2019. L'exploitant a donc réalisé un nouveau contrôle en 2021 du silo à boues de la station d'épuration de Malataverne et il a été constaté que les fissures observées n'avaient pas évolué. Un nouveau contrôle de ce silo est prévu en 2025 pour suivre l'évolution des fissures.
L'exploitant n'a cependant pas prévu de rendre le contrôle du génie civil périodique pour les deux autres silos de boues.
Demande B4: Je vous demande de vous positionner sur la pertinence d'e**ffectuer périodiquement un**
contrôle du génie civil des trois silos à boues présents sur l'installation.
Lors de la visite terrain, il a été constaté que l'automate des pompes de relevage de la station d'épuration de Malataverne ne fonctionnait plus et ce depuis plusieurs mois. Cette panne oblige à un fonctionnement dégradé de la station d'épuration puisqu'une des pompes doit être mise en fonctionnement manuel et que l'opérateur doit périodiquement basculer d'une pompe à l'autre pour s'assurer du bon fonctionnement des deux pompes. Bien que cette panne soit identifiée depuis plusieurs mois, aucune demande de travaux n'a été ouverte comme le prévoit vos procédures.
Demande B5: Je vous demande d'ouvrir une demande de travaux pour réparer l'automate **et de me**
transmettre les actions correctives que vous mettrez en place ainsi que leurs échéances.
## C. Observations Sans Objet.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de division signé par Fabrice DUFOUR |
INSSN-LYO-2022-0466 | Référence courrier : CODEP-LYO-2022-019416 Lyon, le 15 juin 2022 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de **Cruas-Meysse** Electricité de France BP 30 07350 **CRUAS**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB n os 111 et 112)
Inspection INSSN-LYO-2022-0466 du 13 avril 2022 Thèmes : « R.1.2 Système de management intégré et organisation » et « R.6.3 Agressions climatiques
(inondations, conditions météorologiques extrêmes, etc.)»
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB
[3] Décision ASN-2012-0281 du 26 juin 2012, fixant à EDF-SA des prescriptions complémentaires applicables au site électronucléaire de Cruas-Meysse, au vu des conclusions des évaluations complémentaires de sûreté des INB n°111 et 112 [4] Note locale de gestion des matériels locaux de crise (MLC) D5180/NE/SQ/04088 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, précisées en référence [1], une inspection a été menée le 13 avril 2022 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse, sur les thèmes en objet. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 13 avril 2022 avait pour objectif de vérifier la bonne intégration des modifications organisationnelles et matérielles de la phase 2 du programme de modifications faisant suite à l'accident nucléaire de Fukushima, ainsi que l'application des suites de certaines prescriptions techniques de l'ASN issues de son examen des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) remises en 2012, figurant dans la décision en référence
[3]. Les inspecteurs ont contrôlé, par sondage, les différentes modifications effectuées sur le site dans ce cadre, ainsi que certains essais afférents à ces modifications. Les thèmes de la tenue au séisme, de l'appoint en eau, des matériels locaux de crise, des sources électriques de secours, de la protection contre l'inondation, de l'entreposage des combustibles et de la surveillance de l'environnement ont en particulier été examinés. Les inspecteurs ont également vérifié le traitement des différentes difficultés qui avaient été rencontrées par le site dans la mise en place de ces modifications, ainsi que les solutions retenues.
Cette inspection a mis en évidence que l'avancement des actions objet de l'inspection est conforme à l'attendu sur le site de Cruas-Meysse et que les dispositions fixées par les prescriptions techniques (PT-ECS) de la décision ASN du 26 juin 2012 en référence [3] sont correctement appliquées. Par ailleurs, le contrôle par sondage de l'intégration de quelques modifications matérielles visant à renforcer la prévention de divers risques et à améliorer la robustesse de certains systèmes techniques n'a pas mis en exergue d'écart. Néanmoins, quelques constats ponctuels des inspecteurs que vous trouverez ci-après appellent une action ou une l'envoi d'informations complémentaires de votre part.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gamme D'Essai Périodique (Ep) Ptr 461 Et 462
Les EP PTR 461 et 462 ont notamment pour but de tester les dispositions de prévention de la vidange des piscines de désactivation, dans lesquelles sont entreposés les assemblages combustibles non présents dans le cœur. Les inspecteurs ont vérifié en séance les dernières gammes renseignées de ces deux EP, et ont relevé les constats décrits ci-après. Dans le dernier EP PTR 461 du réacteur 3 et le dernier EP PTR 462 du réacteur 1, les calculs demandés de l'hystérésis du capteur de niveau très bas (NTB) mettent en évidence une valeur qui n'est pas dans l'intervalle attendu (13cm pour un intervalle attendu de 0 à 10 cm dans le premier cas, et 97 cm pour le même intervalle dans le deuxième). Malgré les valeurs en dehors de l'intervalle, les résultats ont été tracés comme étant conformes. Demande A1 : Je vous demande d'identifier et de m'expliciter les raisons pour lesquelles les intervenants ont indiqué ces résultats comme étant conformes, alors que les intervalles attendus n'étaient pas respectés. Vous me ferez part des actions correctives mises en place pour prévenir le renouvellement de ces situations. Demande A2 : Je vous demande de mettre en œuvre les actions correctives et les remises en conformité des matériels concernés afin de rétablir des valeurs d'hystérésis comprises **dans les valeurs attendues par les deux** gammes d'essais susmentionnées.
Dans le dernier EP PTR 462 du réacteur 1, les opérateurs ont signalé par des annotations des mauvaises références de vannes figurant dans la gamme d'essai. Vos représentants en séance ont signalé aux inspecteurs que les annotations étaient selon eux justifiées. Demande A3 **: Je vous demande de vérifier la pertinence des annotations susmentionnées et, le cas échéant,**
de modifier la gamme d'essai concernée **afin de corriger les références de vanne à manœuvrer pendant l'essai.**
Je vous demande également d'informer vos services centraux pour que les références correctes soient intégrées sur l'ensemble des réacteurs **concernés.**
Equipements de protection individuelle (EPI) du personnel de conduite en cas de **situation d'urgence**
## Radiologique
En cas de situation d'urgence radiologique, un certain nombre d'équipements de protection individuelle sont requis pour permettre à l'équipe de conduite de continuer, en toute sécurité, à maintenir le réacteur dans un état stabilisé. Ces équipements sont entreposés dans des casiers plombés pour permettre à chaque personnel de conduite de récupérer si nécessaire ses équipements. L'inventaire de ces casiers est effectué annuellement, afin de vérifier la présence des équipements requis.
Les inspecteurs ont effectué un contrôle par sondage de ces équipements, et ont pour ceci ouvert le casier plombé n°14. Ce contrôle a démontré un manque (un seul masque de protection au lieu de 2 requis).
Demande A4 **: Je vous demande d'effectuer un inventaire de chaque casier, afin de vérifier l'exhaustivité des** équipements nécessaires. Vous me ferez part des éventuels manquements identifiés **et des actions correctives**
engagées, notamment si d'autres manques étaient constatés.
## Essai Périodique De Contrôle Des Caractéristiques Des Pompes « H3.2 »
Les pompes « H3.2 » sont des pompes mobiles qui permettraient d'effectuer une injection d'eau borée dans le cœur du réacteur en cas de perte totale des alimentations électriques du site, dans les états d'exploitation pour lesquels le circuit primaire est ouvert, depuis le réservoir du système de traitement et refroidissement d'eau des piscines (PTR). Les inspecteurs ont vérifié en séance les derniers contrôles de caractéristiques de ces pompes mobiles, qui ont lieu tous les 5 cycles. Ces contrôles indiquaient un défaut de pression de refoulement (6,95 bars contre 7,8 bars attendu). Un avis de sureté a été rédigé, concluant à la disponibilité de ces pompes. En effet, d'après cet avis, la pression en sortie de pompe dépend du niveau d'eau de la bâche PTR, un niveau haut amenant à une pression en entrée de pompe supérieure, et inversement.
Vos représentants ont indiqué qu'une demande à la division ingénierie du parc nucléaire, de la déconstruction et de l'Environnement (DIPDE) avait été effectuée afin de faire évoluer ce critère de contrôle des caractéristiques des pompes mobiles H3.2, mais n'ont pas été en mesure de présenter cette demande en séance aux inspecteurs. Demande A5 **: Je vous demande de me transmettre la demande faite à la DIPDE et la réponse associée. Le**
cas échéant, vous me ferez part des actions engagées pour faire évoluer les attendus concernant la pression attendue **au refoulement de la pompe.**
## Dispositif De Sources D'Eau Ultime (Seu) 3
Les pompes SEU permettent d'alimenter en eau les bâches de l'alimentation de secours des générateurs de vapeur
(ASG), ainsi que les piscines de désactivation du bâtiment combustible (BK), via la nappe phréatique, en cas de défaillance des systèmes de refroidissement principaux et de secours, puisant dans le Rhône. Comme pour le point précédent, les inspecteurs ont vérifié en séance les derniers contrôles de caractéristiques de ces pompes, qui ont également lieu tous les 5 cycles. Ces contrôles demandent notamment en préambule de vérifier le « *bon fonctionnement des pompes* », sous-entendant usuellement un contrôle visuel de ce bon fonctionnement, alors que celles-ci sont immergées, à plusieurs mètres sous le niveau de la nappe, rendant impossible un tel contrôle.
Demande A6 **: Je vous demande de préciser l'attendu sur ce point, dans la gamme d'essai périodique, afin de** prévoir des points de contrôle compatibles **avec la configuration de ces matériels.** Les inspecteurs ont également vérifié les procès-verbaux de recollement fonctionnel (PVRF) du système SEU. Ceux-ci font apparaître 4 plans d'action (PA) qui ne sont pas à l'état « clôturé » :
PA n° 258628 « Mauvaise référence de voyant » du 14/12/2021 PA n° 255505 « Ecarts sur les numéros RIN » du 22/11/2021 PA n° 258490 « Appairage débitmètre Krohne » du 14/12/2021 PA n° 255773 « Défaillance sonde de la lecture de niveau sur l'enregistreur » du 24/11/2021.
En séance, vos interlocuteurs ont indiqué que ces PA étaient soit traités et en attente du retour des éléments de preuve, soit sur le point de l'être. Demande A7 : Je vous demande de confirmer le traitement de ces PA et de me les transmettre **à l'état clos.**
Les inspecteurs ont enfin examiné les relevés d'exécution d'essais (REE) de la modification d'appoint ultime.
Dans le REE 102, il est annoté que huit tronçons de tuyauterie sont nécessaires, alors que seuls sept sont indiqués dans la gamme de mise en place. En séance, vos représentants ont indiqué que cette différence pouvait s'expliquer par le fait qu'il était prévu un cheminement alternatif de dépose des tuyaux pour relierl'ouvrage de piquage rapide
(OPR) aux piquages de l'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) et/ou des piscines de désactivation du bâtiment combustible (BK).
Demande A8 : Je vous demande de vérifier la pertinence du second cheminement **évoqué au cours de**
l'inspection et, le cas échéant, de modifier les gammes de mise en place **en conséquence. Vous prendrez**
également soin de modifier si besoin le nombre de tronçons **requis pour le dispositif SEU.**
## B. Demandes D'Informations Complementaires Ep De Caractéristiques Des Compresseurs Mobiles (Essais 5 Ans)
Vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter aux inspecteurs en séance les gammes d'EP renseignées relatives aux contrôles des caractéristiques 5 ans des compresseurs mobiles prévus par le plan d'urgence interne (PUI) du système de distribution d'air comprimé (SAR).
Demande B1 **: Je vous demande de me transmettre les derniers essais des caractéristiques des compresseurs** mobiles (essais de fréquence 5 ans).
## Convention Avec Un Centre Hospitalier 4
La décision référencée en [3] prescrit qu'une convention soit conclue entre le CNPE et un centre hospitalier proche, et que cette convention soit renouvelée au minima tous les 5 ans. Les inspecteurs ont vérifié en amont de l'inspection celle conclue entre le CNPE de Cruas-Meysse et les centres hospitaliers de Privas, de Valence et de Montélimar. Il est apparu que cette convention devait être renouvelée car elle a été signée le 12 mai 2014. Pendant l'inspection, vos représentants ont indiqué que la nouvelle convention était en cours de signature et serait prochainement disponible. Demande B2 **: Je vous demande de m'informer de la date de signature de la convention mise à jour entre le**
CNPE de Cruas-Meysse et les centres hospitaliers mentionnés.
Moyens mobiles de mesures météorologiques et environnementales Les sondes radiamétriques satellites « gamma tracer spider » sont des équipements mobiles qui peuvent être déployés pour mesurer les débits de dose consécutifs à des rejets radiologiques, en cas de situation accidentelle et si les balises de mesure du système KRS déjà présentes sur le site n'étaient plus disponibles.
Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué que toutes les sondes étaient en maintenance chez le prestataire depuis plusieurs mois. Demande B3 **: Je vous demande de m'informer de la situation technique de ces sondes et des échéances**
prévues pour leur remise à disposition du site.
En outre, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que la procédure de mise en place des sondes était en cours de rédaction, et serait finalisée le 30 juin 2022. Ils ont également indiqué qu'une formation serait dispensée aux personnels de conduite pour leur maniement.
Demande B4 : Je vous demande de me transmettre la procédure de mise en place des sondes radiamétriques ainsi que le programme de formation associé.
## C. Observations C1 Affichage Des Passages De Tuyaux Des Moyens Locaux De Crise (Mlc) Au Travers Des Clôtures
Les inspecteurs ont relevé positivement l'affichage placé au droit des traversées de clôtures permettant le passage les tuyaux des MLC de réalimentation en eau des bâches d'ASG et des piscines de désactivation du BK, par SEU.
Toutefois, l'affichage au niveau du passage du réacteur 2 n'était plus présent lors de l'inspection.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. 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 au chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-LYO-2022-0389 | Lyon, le 26 avril 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-019932 **ORANO Chimie Enrichissement**
Monsieur le directeur BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano CE - INB n° 178-179 Inspection n° INSSN-LYO-2022-0389 du 12 avril 2022 Thème : Surveillance des intervenants extérieurs 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 [1], une inspection des Installations nucléaires de base
(INB) n os 178 et 179 du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement (CE) de Pierrelatte a eu lieu le 12avril 2022 sur le thème de la 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 des INB nos 178 et 179 d'Orano (CE) sur le site du Tricastin concernait le thème de la surveillance des intervenants extérieurs. Les inspecteurs ont effectué une vérification documentaire par sondage de cette surveillance, de la liste des activités sous-traitées jusqu'au rapport du suivi de la surveillance. Cela a donné lieu à la consultation de plans de surveillance, des outils de planification et de suivi des actes de surveillance, aussi bien de la part du service de maintenance que du service
« méthodes ». Les parcours des chargés de surveillance ont été vérifiés par sondage. Les conclusions de cette inspection sont très satisfaisantes. Il ressort de cette inspection que le pilotage du processus de surveillance des intervenants extérieurs, mis en place par la plateforme Orano CE, est correctement appliqué au niveau des INB nos 178 et 179. Les inspecteurs ont notamment apprécié la surveillance robuste de l'entreprise prestataire réalisant la maintenance sur les engins de manutention.
## A. Demandes D'Actions Correctives Fiche D'Information « Fast Action » (Fifa)
Conformément à la procédure TRICASTIN-18-014743 V1.0 intitulée « Procédure FIFA - Fiche d'information "Fast Action" », une FIFA est ouverte dès qu'une non-conformité ou écart par rapport au référentiel de l'installation est détecté. Les inspecteurs ont relevé que les FIFA n° 2021-031 et 2021-032, ouvertes en septembre 2021, n'étaient pas soldées, alors que les actions correctives identifiées ont déjà été réalisées. Il a été précisé aux inspecteurs qu'une revue des FIFA était mise en œuvre seulement depuis le début de l'année. A1 : Je vous demande de formaliser l'organisation retenue pour le suivi des FIFA et les dispositions prises pour solder les fiches le nécessitant, notamment les fiches 2021-031 et 2021-032.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Mise À Jour Documentaire
Les listes des EIP1 en lien avec la sous-traitance des INB n os 178-179 (TRICASTIN-19-014281 V2.0) et des bâtiments de crise de l'INB n° 178 (TRICASTIN-19-014262 V2.0) identifient les entreprises extérieures réalisant la maintenance des EIP de ces installations. Elles permettent également de bâtir les plans de surveillance des entreprises prestataires et de planifier les actes de surveillance associés. Par ailleurs, les coordinateurs de la surveillance dans le domaine de la maintenance dispose d'un outil pour faire le suivi des entreprises prestataires, notamment le suivi des plans de surveillance, planning des actes de surveillance ainsi que le suivi des observations faites lors des actes de surveillance. Cet outil permet également de recenser les sous-traitants de rang 2 intervenant sur des EIP.
Les inspecteurs ont relevé que certaines activités pouvaient être externalisées ou ré-internalisées ou que des sous-traitants pouvaient changer. B1 : Je vous demande de transmettre l'organisation prévue afin que **les différents documents en**
lien avec la surveillance des intervenants extérieurs soit mis à jour lorsqu'ils le nécessitent, dans des délais suffisamment courts pour qu'ils n'impactent pas cette surveillance.
## C. Observations Modification Du Référentiel De Sûreté
Les documents TRICASTIN-19-014281 V2.0 et TRICASTIN-19-014262 V2.0 susmentionnés établissent respectivement la liste des EIP en lien avec la sous-traitance des INB n os 178-179 et des bâtiments de crise de l'INB n° 178. Le 30 décembre 2021, vous avez déposé un dossier de demande de modification notable concernant la création des règles générales d'exploitation (RGE) uniques pour les parcs d'entreposage des INB
n os 178, 179, 93 et 155. Dans ce cadre, des fiches spécifiques à chaque EIP ont été élaborées, présentant
1 Elément important pour la protection des intérêts notamment une mise à jour des exigences définies pour chacun des EIP. La liste référencée TRICASTIN-19-014281 devra être mise à jour une fois que les RGE uniques pour les parcs d'entreposage seront approuvées par l'ASN.
De plus, la décision CODEP-LYO-2022-018068 délivrée le 8 avril 2022 a autorisé Orano CE à créer le rapport de sûreté et à réviser les règles générales d'exploitation des bâtiments de crise de l'INB n° 178. Par conséquent, de nouveaux EIP ont été approuvés, ce qui nécessite la mise à jour de la liste référencée TRICASTIN-19-014262.
C1 : Il conviendra de mettre à jour la liste des EIP en lien avec la sous-traitance des INB nos **178-**
179 une fois que les RGE communes aux parcs seront approuvées par l'ASN ainsi que celle des bâtiments de crise de l'INB n° 178. Vous veillerez également à la transmission de ces documents aux entreprises prestataires concernées.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois** des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef du pôle LUDD délégué Signé par Fabrice DUFOUR |
INSSN-LYO-2022-0529 | Lyon, le 14 juin 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-029046 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Saint Alban Electricité de France BP 31 38555 **SAINT MAURICE L'EXIL**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base - réacteur 1 et 2 (INB 119 et 120)
Lettre de suite de l'inspection du 20 mai 2022 sur le thème « R.5.5 - Maintenance »
N° dossier : Inspection n° INSSN-LYO-2022-0529 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 a eu lieu le 20 mai 2022 sur la centrale nucléaire de Saint Alban sur le thème « Maintenance ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Maintenance » et plus particulièrement la mise en œuvre, sur le CNPE de Saint-Alban, des orientations stratégiques définies par EDF en 2017 pour organiser la maintenance, en application du guide national des métiers de maintenance et de projets en exploitation (MMPE). Les inspecteurs se sont donc intéressés, dans un premier temps, à l'organisation des services chargés de la maintenance sur le site.
Ils ont noté le faible impact relatif de la nouvelle politique MMPE sur l'organisation du site, le fonctionnement des services étant déjà en adéquation avec le nouveau prescriptif national. Ils ont également constaté une bonne interaction entre l'ingénierie et les services de maintenance. Enfin ils ont noté positivement le suivi hebdomadaire des activités en période de production. Cette organisation vise notamment à gérer le nombre de demandes de travaux en cours et à être rigoureux en termes de maintenance préventive. Ainsi, au jour de l'inspection aucune tâche d'ordre de travail de maintenance en retard n'existait sur le prévisionnel relatif aux EIPS (Eléments Important pour la sûreté). Les inspecteurs ont également constaté une bonne intégration du prescriptif avec un taux d'intégration élevé (plus de 90%).
Dans un deuxième temps les inspecteurs ont interrogé le site sur :
- la maîtrise des volumes de maintenance (MVM) : ils ont noté l'utilisation pertinente du processus MVM avec notamment une réutilisation des demandes de dérogations au prescriptif faites par d'autres CNPE et validées par l'unité nationale d'ingénierie d'EDF
(UNIE), mais aussi avec des réflexions bien en amont et des équipes challengées pour émettre des propositions de dérogations.
- Le suivi de tendance : les inspecteurs ont noté une bonne appropriation du processus de suivi de tendance. Des seuils de vigilance sont définis par le site de manière quasisystématique et les dépassements font bien l'objet d'analyses et peuvent conduire à des demandes d'activités de maintenance. Les plans d'actions contrôlés par sondage par les inspecteurs ont confirmé ces constats et étaient correctement renseignés.
- La rédaction des bilans de fonction : sur ce point, les inspecteurs ont noté une certaine hétérogénéité entre les différents bilans présentés. Si la rédaction est laissée à la main des ingénieurs en charge de la thématique, une homogénéité dans la forme était attendue.
Enfin, les inspecteurs ont suivi sur le terrain une équipe du service « Electricité » lors de la réalisation de l'essai périodique « RPR3600 - ULS T3 bloqué ». Les inspecteurs ont suivi la préparation de l'intervention, le briefing en salle de commande (évènement de groupe 1 RPR7- une ULS indisponible- a été posé) puis la réalisation d'une partie de l'essai périodique dans le local de l'armoire 2 RPR 502 AR (ULS - unité logique de sauvegarde) et dans le local KCO (controbloc).
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Rédaction Des Bilans De Fonction :
EDF a décidé de mettre en place, à partir de 2018, des bilans de fonction afin d'assurer une vision plus en recul et itérée de la fiabilité des matériels et des systèmes. Les CNPE doivent aujourd'hui rédiger annuellement 15 bilans de fonction, en application du courrier référencé « D455018003820 - Mise en œuvre de bilans de fonction ».
La note de management du sous-processus « garantir la fiabilité des matériels et les performances des systèmes » n'est pas à jour sur ce point et doit être révisée. Demande II.1 : Mettre à jour la note de management du sous-processus « garantir la fiabilité des matériels et les performances des systèmes », **référencée D5380NSDN00223, pour la mettre en**
cohérence avec l'exigence du courrier référencé « D455018003820 - Mise en œuvre de bilans de fonction »
Concernant les différents bilans de fonction transmis en préparation de l'inspection, il a été constaté un manque d'homogénéité dans leur contenu. Or, ces bilans font l'objet d'une trame nationale qui comprend en particulier un chapitre sur les actions nouvelles proposées, chapitre qui ne figurait pas systématiquement dans les bilans consultés. Enfin, si une amélioration est constatée par rapport à 2021 sur les dates de rédaction, les délais de validation et de signature des documents restent importants.
Demande II.2 : Conserver la trame nationale pour la rédaction des bilans de fonction et veiller à faire valider et signer les différents bilans dans un délai raisonnable.
III. CONSTATS OU OBSERVATIONS N'APPELANT PAS **DE REPONSE**
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière et **selon les modalités**
d'envois figurant ci**-dessous,** de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr) selon le nouveau formalisme adopté par l'ASN pour renforcer son approche graduée du contrôle. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER
## Modalités D'Envoi À L'Asn :
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive (zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/. Le lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-LYO-2022-0525 | Lyon, le 15 avril 2022 Référence courrier :
CODEP-LYO-2022-019235 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de **Saint Alban**
Electricité de France BP 31 38555 **SAINT MAURICE L'EXIL**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Saint Alban (INB nos 119 et 120)
Inspection n° INSSN-LYO-2022-0525 du 12 avril 2022 Thème : « Maîtrise du vieillissement »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB
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 avril 2022 sur la centrale nucléaire de Saint Alban sur le thème de la maîtrise du vieillissement des installations. 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 mise en œuvre du processus de maîtrise du vieillissement des installations de la centrale nucléaire de Saint-Alban. La démarche de maîtrise du vieillissement et de l'obsolescence d'EDF
repose à la fois sur une analyse générique du vieillissement et de ses conséquences sur les structures, systèmes et composants réalisée par les services centraux d'EDF, et sur une analyse locale spécifique à chaque réacteur à l'occasion de sa visite décennale. Elle s'appuie sur la standardisation des réacteurs, au travers de l'établissement de fiches d'analyse du vieillissement (FAV) et de dossiers d'aptitude à la poursuite de l'exploitation génériques (« DAPE composants ») établis pour chaque composant ou structure potentiellement sensible au vieillissement, dont la défaillance peut avoir un impact sur la sûreté et dont la maîtrise du vieillissement n'est pas démontrable par les dispositions courantes d'exploitation. L'analyse locale réalisée pour la troisième visite décennale du réacteur 2 de la centrale nucléaire de Saint-Alban se traduit par l'élaboration d'un dossier d'aptitude à la poursuite de l'exploitation (DAPE) et d'un programme local de maîtrise du vieillissement (PLMV). La démarche de maîtrise du vieillissement intègre également un réexamen périodique annuel des FAV génériques et quinquennal des « DAPE composants ». Les inspecteurs ont vérifié l'organisation établie pour l'élaboration du DAPE du réacteur 2, rédigé dans le cadre de sa troisième visite décennale (VD3). Ils ont examiné, par sondage, certains documents associés à ce DAPE et se sont intéressés aux interactions entre la démarche locale de maîtrise du vieillissement des matériels et d'autres processus participant à la fiabilité des matériels. Les inspecteurs ont ensuite examiné, par sondage, la mise en œuvre des activités de maintenance, de contrôle et les modifications contribuant à la démonstration de l'aptitude à poursuivre l'exploitation du réacteur 2 pour la période décennale suivant la VD3.
Ces activités concernent à la fois les matériels mécaniques, électriques, les structures et ouvrages de génie civil et les spécificités de conception de la centrale nucléaire de Saint-Alban. Enfin, Ils ont contrôlé la conformité aux recueils des prescriptions pour le maintien de la qualification (RPMQ), la mise en œuvre, par la centrale nucléaire de Saint-Alban, des actions de son PLMV et le réexamen périodique annuel des FAV génériques.
Au vu de cet examen, l'organisation déployée, pour mettre en œuvre le processus de maîtrise du vieillissement des installations et assurer le pilotage et la réalisation des actions qui découlent du DAPE du réacteur 2, apparaît satisfaisante.
## A. Demandes D'Actions Correctives Structures De Génie Civil
Suivi de la pathologie de réaction sulfatique *interne* L'objectif de l'instruction du DAPE générique relatif aux structures de génie civil des centrales nucléaires de 1300 MWe, vis-à-vis des risques de gonflement du béton, est d'identifier les éventuelles spécificités du réacteur 2 de la centrale nucléaire de Saint-Alban et de démontrer l'aptitude des structures de génie civil à la poursuite d'exploitation jusqu'au 4ème réexamen périodique. Plusieurs mécanismes de vieillissement, pouvant entraîner un gonflement interne du béton, ont été identifiés, notamment les pathologies de réaction d'acaliréaction généralisé (RAG) et de réaction sulfatique interne (RSI). La pathologie de la RSI se manifeste par l'apparition de fissures caractéristiques et sa cinétique est lente. Le département « technique d'essais en géologie, géotechnique et de génie civil » (TEGG) de vos services centraux a évalué le risque potentiel de RSI
des structures des bâtiments classés importants pour la protection des intérêts (EIP1). Cette évaluation conclut que la station de pompage et le bâtiment combustible du réacteur 2 présentent une sensibilité faible à modérée à ce phénomène. En application des principes de surveillance relatifs à la RSI, vous vous êtes engagés dans le DAPE à mettre en place une gamme de maintenance complémentaire simplifiée spécifique à la RSI pour la station de pompage et le bâtiment combustible (BK). Vous aviez précisé que cette gamme devait couvrir trois zones sensibles réputées les plus à risque par bâtiment.
Les inspecteurs ont constaté que vous n'aviez pas créé de gamme complémentaire spécifique à la RSI.
Demande A1 : je vous demande de mettre en place, conformément à votre engagement mentionné dans le DAPE, une gamme de maintenance relative au contrôle de la pathologie de la RSI, *a minima*, pour les structures de la station de pompage et du bâtiment combustible.
## Bâtiments Et Structures Eip En Béton Armé
A la suite de l'évènement de pollution survenu sur l'INB n°138, exploitée par la société auxiliaire du Tricastin
(SOCATRI), en juillet 2008, des contrôles, complémentaires aux visites de maintenance périodique, des ouvrages de génie civil ont été réalisés. Des fissurations au niveau de chaque extrémité des galeries du circuit d'eau brute secourue (SEC) ont été identifiées. Vous avez déterminé que ces fissurations seraient dues aux tassements subis par les galeries. Etant donné la concentration des fissures dans ces zones et afin de redonner aux ouvrages leur rigidité de conception, vous vous êtes engagés, dans le DAPE, à traiter les fissures d'ouverture supérieure à 0,6 mm au plus tard en 2024.
Par ailleurs, les inspecteurs ont noté que le PLMV du réacteur 2 de la centrale nucléaire de Saint-Alban mentionne qu'une campagne d'injection de traitement des fissures est prévue en 2022. Or, vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter des éléments de preuve de la programmation de cette campagne.
Demande A2 : je vous demande de **procéder, conformément à vos engagements, à la campagne de**
traitement des fissures, d'ouverture supérieure à 0,6 mm, des galeries SEC au cours de l'année 2022. Vous m'informerez de l'éventuel r**este à faire à la suite de la campagne de cette année.**
## Mise À Jour Du Plmv
Le DAPE du réacteur 2 de la centrale nucléaire de Saint-Alban indique que trois conduits de thermocouples du système d'instrumentation interne du cœur (RIC) sont endommagés, sans que cette anomalie ne remette en cause la mesure des thermocouples associés. Un remplacement de l'ensemble des conduits est prévu d'ici la VD4 du réacteur 2.
De plus, les inspecteurs ont noté que sept fiches d'écarts (ouvertes entre 1992 et 2008) concernent le vieillissement de thermocouples RIC du réacteur 2 de la centrale nucléaire de Saint-Alban. Les thermocouples
1 Au sens de l'arrêté du 7 février 2012 [2]
concernés par ces écarts sont indisponibles. Le DAPE précise que ces mises hors exploitation ne remettent pas en cause les fonctions de surveillance du cœur assurées par le système RIC. Néanmoins, vous indiquez dans le DAPE que ces thermocouples doivent faire l'objet d'une surveillance particulière en attendant une remise en état.
Les inspecteurs ont constaté que les thermocouples concernés par ces indisponibilités ainsi que les conduits de thermocouples endommagés faisaient l'objet d'un suivi périodique et d'un bilan circonstancié transmis à vos services centraux. Vous avez indiqué que les remises en état de ces équipements sont gérées par vos services centraux avec l'objectif de les réaliser au plus tard lors de la VD4 du réacteur. Néanmoins, les inspecteurs ont noté que les actions mises en œuvre sur ces équipements du système RIC, en lien avec la fiabilité et de la maîtrise du vieillissement, et dans l'attente de la mise en œuvre des campagnes de remises en état, n'étaient pas mentionnées dans le PLMV du réacteur 2.
Demande A3 : je vous demande de compléter le PLMV du réacteur 2 afin d'y faire figur**er les actions mises**
en œuvre sur les thermocouples RIC et les conduits des thermocouples.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Transformateurs Hta/Bt
Les postes de transformation « HTA/BT » servent à transformer de la haute tension afin d'alimenter des utilisateurs en basse tension. A la suite d'une surcharge constatée sur un tableau électrique, vous avez procédé au remplacement de ces transformateurs des tableaux repérés « LLx » au cours de la VD3 du réacteur 2 de la centrale nucléaire de Saint-Alban. Le DAPE indique qu'à la suite de problèmes identiques de surcharge identifiés sur d'autres réacteurs, une étude, menée par vos services centraux, « est en cours afin de réaliser un bilan de la puissance réelle fournie par les transformateurs HTA/BT ». Or, les inspecteurs ont noté que cette étude n'a pas été réalisée. Demande B1 : je vous demande **de m'informer de la justification de l'absence de réalisation de cette étude**
et de vous réinterroger sur **l'opportunité de la mener à bien dans l'optique de la prolongation de vie des**
réacteurs de la centrale nucléaire de Saint-Alban au-delà du quatrième réexamen périodique.
## C. Observations
Pas d'observation.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de pôle REP délégué Signé par |
INSSN-LYO-2022-0835 | Lyon, le 22/04/2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-019688 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 réactive n° INSSN-LYO-2022-0835 du 12 avril 2022 Thème : « R.2.2 - Conduite normale »
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 INB
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection réactive et inopinée a eu lieu le 12 avril 2022 sur la centrale nucléaire du Bugey sur le thème de la conduite normale des installations. 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 réactive et inopinée en objet faisait suite à l'information de l'ASN, le 11 avril 2022, concernant le repli du réacteur 5 à la suite de la découverte, au cours des essais de redémarrage du réacteur 5, de l'indisponibilité de la turbopompe 5ASG003PO. Les inspecteurs se sont intéressés à la gestion de l'événement et aux décisions prises par l'exploitant afin de rétablir la disponibilité de la turbopompe 5ASG003PO et de replier le réacteur. Pour ce faire, ils se sont notamment intéressés au déroulement des groupes techniques de sûreté (GTS) des 10 et 11 avril 2022 et au processus de décision associé.
L'inspection a mis en évidence une situation contrastée. Les GTS des 10 et 11 avril 2022 ont été réunis pour décider de la conduite à tenir face à l'impossibilité de réparer la turbopompe 5ASG003PO dans les délais prescris par les spécifications techniques d'exploitation (STE). Si le représentant de la direction d'astreinte
(PCD1) a mis en œuvre un processus de décision posé et étayé, en consultant les différents métiers concernés, la filière indépendante de sûreté et les services centraux d'EDF, il est apparu que les décisions prises ont donné la priorité à l'avancement des projets d'arrêt du réacteur 4 et du démarrage du réacteur 5, conduisant au repli du réacteur 5 et à son maintien en AN/RRA, initialement replié en application des STE en AN/GV aux conditions de connexion du RRA, et ce malgré les avis réitérés de l'ingénieur sûreté, du groupe de performance de la sûreté nucléaire (GPSN) de l'unité nationale d'ingénierie d'exploitation (UNIE) du groupe EDF préconisant le repli en API/SO et malgré la tenue d'une réunion de l'ensemble des PCD1 du site et du directeur de la centrale nucléaire du Bugey, le 12 avril 2022, afin de réinterroger la décision prise.
Le choix de ne pas maintenir, pendant la durée de réparation, le réacteur dans le domaine AN/GV aux conditions de connexion du RRA, domaine de repli préconisé par **les STE en cas d'indisponibilité de la**
turbopompe 5ASG003PO, ni de le conduire en API/SO ou dans un autre état standard, **dans lequel la cette**
turbopompe n'est alors plus requise, devra être réinterrogé à froid et faire l'objet d'une analyse en observatoire sûreté, radioprotection, disponibilité et environnement (OSRDE).
## A. Demandes D'Actions Correctives
Les inspecteurs ont relevé dans le compte-rendu des GTS et au cours des échanges en inspection que les représentants du service conduite comme les PCD1 considéraient, dans la situation d'une impossibilité à respecter le délai de réparation prévu, que les STE ne préconisaient pas un repli du réacteur 5 vers un état sûr dans lequel la turbopompe 5ASG003PO n'est plus requise. Les STE sont effectivement imprécises sur ce point. L'ASN considère pour sa part que, lorsque des événements ne préconisent pas un état de repli précis mais qu'un délai de réparation ne peut pas être respecté, il appartient néanmoins à l'exploitant de mettre en œuvre toutes les actions nécessaires pour rejoindre un état standard sûr dans lequel le matériel n'est plus requis. A
fortiori, le maintien du réacteur dans un état standard sur une durée plus longue que le délai de réparation prescrit par les STE ne devrait pas être accepté *a priori,* sans l'analyse préalable d'une modification temporaire des STE, potentiellement soumise à autorisation de l'ASN.
Or, les inspecteurs ont relevé que le délai de maintien du réacteur 5 en AN/RRA a été fixé à au moins 6 jours, contre 3 prescrit par les STE pour la réparation de la pompe 5ASG003PO, sans qu'une durée maximale ne soit fixée ni que la conduite à tenir en cas de nouveau retard dans la réparation ne soit clairement définie, conduisant *de facto* à prolonger une situation non conforme aux STE.
J'ai bien noté que le dépassement de la durée de réparation préconisée a donné lieu à la déclaration le 13 avril 2022 d'un deuxième événement significatif pour la sûreté (ESS), que vous avez proposé de classer au niveau 1 de l'échelle INES1.
Demande A1 : Je vous demande, en lien avec vos services centraux, de confirmer que **la conduite préconisée**
en cas d'impossibilité de réparer un matériel requis dans les délais prescrits par les STE est bien de rejoindre un état standard sûr dans lequel ce matériel **n'est plus requis.** Demande A2 **: A la lumière de la stratégie définie en réponse à la demande ci-avant, je vous demande de**
mettre en œuvre des actions pour intégrer ces consignes dans votre organisation et **pour les faire connaître**
aux équipes d'exploitation **et aux décisionnaires du site.**
Le compte-rendu du GTS et les échanges avec vos représentants mettent en évidence que le souhait d'avancer le projet d'arrêt du réacteur 4 a été l'une des motivations de la décision de ne pas maintenir le réacteur 5 en AN/GV aux conditions du RRA, qui était l'état standard de repli imposé par les STE lorsque l'indisponibilité de la turbopompe 5ASG003PO a été posée. Or, le réacteur 4 pouvait être maintenu dans l'état RP (réacteur en puissance) découplé du réseau électrique national, le temps de stabiliser la situation du réacteur 5, ce qui aurait également permis de mobiliser plus de ressources sur ce réacteur. En l'occurrence, le service conduite mentionne des difficultés de ressources pour préparer le repli en API/SO, alors que la situation des réacteurs 2 et 3 était stable et que la situation du réacteur 4 aurait pu être stabilisée également.
En outre, l'ASN considère que des difficultés à rejoindre dans les délais attendus l'état de repli le plus sûr, qu'il s'agisse de l'API/SO ou d'un état plus profond, ne sauraient constituer une raison suffisante pour prolonger une situation non conforme ou ne pas engager le repli.
Demande A3 : Je vous demande d'analys**er le problème de ressources mis en avant par le service conduite,** eu égard à la situation des réacteurs **et de me faire part de vos conclusions. Je vous demande plus largement**
de réinterroger à froid, la stratégie de conduite retenue compte tenu des ressources disponibles.
Demande A4 : Je vous demande **de soumettre la situation rencontrée sur les réacteurs 4 et 5 à un OSRDE.** Vous me ferez part des conclusions rendues par cet observatoire. Le président du GTS a estimé que l'augmentation du risque de fusion du cœur par heure de retard, induite par l'indisponibilité pendant 6 jours de la turbopompe ASG dans l'état AN/RRA par rapport à l'étude probabiliste de référence pour cet état, était acceptable eu égard à des risques, non estimés précisément, à conduire des transitoires sensibles jusqu'à l'état standard API/SO.
Les inspecteurs ont identifié que cette évaluation ne prenait pas en compte le cumul avec d'autres indisponibilités présentes sur le réacteur pour la période à venir, et notamment celles relatives au cumul de l'indisponibilité de la turbopompe 5ASG003PO avec les autres indisponibilités générées par les essais périodiques (EP) du système RPN (mesure du flux neutronique), qui a donné lieu à une déclaration de modification temporaire des STE, le 12 avril 2022. En outre, l'examen de l'avis d'expert de l'UNIE/GPSN, après l'inspection, a mis en évidence les interrogations suivantes :
- l'expert mentionne la nécessité de « garantir la *disponibilité de l'appoint auto* » : l'appoint automatique n'est pas prévu pour palier une défaillance de la turbopompe ASG mais en cas de brèche ou de vortex.
A contrario, la disponibilité de l'appoint gravitaire depuis la piscine BK aurait pu faire l'objet d'une attention particulière ;
- l'expert indique que « le risque de *fusion du cœur est alors équivalent entre API SO et AN/RRA<90°C avec* la TPS dispo ». Or, dans l'état choisi, la turbopompe ASG était indisponible pendant la durée de la situation analysée.
Enfin, je relève que l'UNIE/GPSN a pour sa part estimé qu'il fallait entre deux et quatre semaines pour instruire une demande de modification temporaire des STE qui nécessitait une évaluation probabiliste de sûreté (EPS)
afin de pouvoir démontrer l'acceptabilité du maintien du réacteur en AN/RRA. Demande A5 : **Dans le cadre de l'élaboration du compte-rendu de l'événement significatif que vous avez**
déclaré le 13 avril 2022, relatif au non-respect de la durée de réparation imposée par les STE, je vous demande de finaliser l'EPS de la situation rencontrée et d'évaluer précisément la probabilité de fusion du cœur en cas de repli en API/SO contre celle de le maintenir en AN/RRA, prenant en compte l'ensemble des autres indisponibilités cumulées sur la période considérée, en particulier celles liées aux EP RPN.
Vous me ferez part de ces évaluations et des enseignements que vous en tirez. En cas d'augmentation significative du risque de fusion du cœur, il conviendra de réinterroger **le classement de cet événement** dans l'échelle INES. La prolongation du délai de réparation de la turbopompe ASG est susceptible de constituer un écart à la décision n° 2017-DC-0616 de l'ASN du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base et aux dispositions de l'article 1.2 de l'arrêté [2]. Elles sont donc susceptibles de donner lieu à l'exercice des sanctions pénales prévues à l'article R. 596-16 du code de l'environnement. Demande A6 : Je vous demande d'analyser les dysfonctionnements de vos processus qui ont conduit à ces écarts et de prendre des dispositions correctives pour en prévenir le renouvellement.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
L'événement survenu sur la turbopompe ASG serait dû au montage à l'envers d'un détrompeur sur la roue d'aspiration de la turbopompe ASG. Aucun autre moyen ne permettrait la détection du montage inversé, sur site, de la roue d'aspiration.
Demande B1 : Je vous demande d'intégrer, dans votre analyse de l'événement déclaré à l'ASN **le 12 avril**
2022, l'analyse des causes profondes ayant conduit au montage inversé de la roue d'aspiration **de la** turbopompe ASG **et à l'absence de détection de cette erreur de maintenance**.
## C. Observations
Les inspecteurs ont noté positivement les mesures palliatives décidées et mises en place pour minimiser le risque de perte des motopompes ASG le temps de la réparation de la turbopompe ASG.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'inspecteur en chef de l'ASN
Signé par Christophe QUINTIN
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INSSN-OLS-2022-0697 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-021723 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Belleville-sur-Loire BP 11 18240 LERE Orléans, le 29 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville-sur-Loire - INB n° 127 et 128 Lettre de suite de l'inspection du 14 avril 2022 sur le thème « Conduite Incidentelle/Accidentelle »
N° dossier : Inspection n° INSSN-OLS-2022-0697 du 14 avril 2022 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 14 avril 2022 dans le CNPE de Belleville-sur-Loire sur le thème « Conduite Incidentelle/Accidentelle ». Celle-ci a été complétée par un examen documentaire réalisé à distance le 21 avril 2022 des éléments que vous avez transmis par courriels en date des 19 et 20 avril 2022.
Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Conduite Incidentelle/Accidentelle » (CIA) et avait pour objectif de contrôler l'organisation en place au sein du CNPE de Belleville-sur-Loire pour se conformer aux dispositions prévues par le chapitre VI des règles générales d'exploitation (RGE) qui définit les règles de conduite à suivre en situation incidentelle/accidentelle. Les inspecteurs ont notamment examiné les dispositions prises pour gérer la mise à jour et le suivi du chapitre VI des RGE, l'analyse des entrées dans le chapitre VI ainsi que les formations des personnes impliquées dans la conduite incidentelle/accidentelle.
Les inspecteurs ont également fait simuler sur le terrain les actions requises par des fiches de lignage électrique (RFLE) ou des fiches de lignage hydraulique (RFLL) appelées à être utilisées dans le cadre de situations incidentelles et accidentelles. L'objectif pour les inspecteurs était de s'assurer de l'exactitude des informations indiquées et de l'opérabilité de ces fiches, tel que demandé par le document de gestion de la mise à jour du référentiel chapitre VI des RGE du CNPE de Belleville-sur-Loire. Les inspecteurs ont également contrôlé les résultats des vérifications par simulation en local réalisées par le CNPE sur ces mêmes fiches, qui devaient permettre de faire remonter toute anomalie lors de leur déploiement sur le terrain.
Alors que le CNPE de Belleville-sur-Loire a indiqué avoir rejoué l'ensemble des fiches de lignage au 31 décembre 2021 afin de s'assurer de leur applicabilité et de leur adéquation avec l'installation, les inspecteurs ont constaté que plusieurs fiches de lignage sont encore à corriger, certaines informations n'ayant soit pas été remontées par des agents, soit non prises en compte. Le processus de réalisation des vérifications par simulation locale apparaît de ce fait perfectible.
De plus, l'exercice de simulation mené sur le terrain a démontré que certaines fiches doivent être complétées afin d'être plus opérationnelles en CIA, en particulier si des agents peu expérimentés sont amenés à les déployer. Par ailleurs, la mise en place d'étiquettes fluorescentes sur l'ensemble des équipements appelés par vos consignes de lignage permettrait de les repérer plus facilement. Cette action, annoncée par le CNPE comme étant déjà effective en amont du contrôle de terrain, s'est révélée très incomplète. Le CNPE s'est engagé à les mettre en place et à s'assurer de leur maintien à l'issue de l'inspection du 14 avril 2022.
Enfin, les éléments présentés en séance par vos représentants n'ont pas permis aux inspecteurs d'avoir une visibilité claire des formations suivies par les acteurs de la conduite, ni de s'assurer qu'ils sont à jour.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement Fiches De Procédure De Conduite Incidentelle/Accidentelle
L'article 7.1 de l'arrêté en référence [2] dispose que « *l'exploitant met en œuvre une organisation, des moyens* matériels et humains et des méthodes d'intervention propres, en cas de situation d'urgence, de manière à : - assurer la meilleure maîtrise possible de la situation, notamment en cas de combinaison de risques radiologiques et non radiologiques ; - *prévenir, retarder ou limiter les conséquences à l'extérieur du site*. »
Les inspecteurs se sont intéressés au caractère opérationnel de différentes procédures de conduite relatives au réacteur n°2, sélectionnées par sondage et de l'exactitude des informations y figurant. Les inspecteurs étaient accompagnés d'agents de terrain avec des anciennetés différentes, ce qui a permis d'analyser plus finement le caractère autoportant des fiches. L'application (sans réelle manipulation) de ces fiches a permis de constater des erreurs et imprécisions pouvant être source de pertes de temps, de stress et/ou d'erreur en situation réelle : - la fiche RFLL 149 intitulée « Appoint gravitaire par piscine BK » (à l'indice national 10 / indice local 06) demande à l'agent de terrain de surveiller le niveau de la piscine du bâtiment combustible *au niveau* de la prise d'eau, sans préciser la localisation de cette prise d'eau ni quel repère considérer ; - la fiche RFLL 156 intitulée « Lignage et mise en service appoint par motopompe thermique » (à l'indice national 10 / indice local 06) ne précise pas dans quel local la vérification du raccordement de la motopompe thermique aux raccords PUI est à réaliser. De plus, la fiche ne fait pas mention de la nécessité de réaliser l'ouverture des vannes EAS, la mise en service de la pompe 2 PTR 302 PO ainsi que la lecture du débitmètre 2 EAS 101 LD hors zone contrôlée ;
- la fiche RFLL 205 intitulée « Préparation à l'ouverture des soupapes SEBIM » (à l'indice national 10 / indice local 05) nécessite d'utiliser un coffret « MMS SEBIM ». Le jour de l'inspection, les inspecteurs ont constaté une difficulté pour l'agent de terrain pour trouver la valise MMS attribuée au réacteur n° 2 du fait de la présence de trois valises sans que l'une d'entre elles ne porte la référence correspondante au réacteur n°2. Par ailleurs, la fiche RFLL 205 mentionne une référence erronée
(RCP00AN1 au lieu de 2RCP001AN). De plus, la fiche RFLE 205 demande de mettre la valise MMS au pied de l'armoire d'interface BCA sous le coffret de rangement des câbles MMS SEBIM voie B. Or, l'emplacement au pied de l'armoire est trop petit pour accueillir cette valise et n'est donc pas adapté. Enfin, vos représentants n'ont pas été en mesure d'identifier ce qu'était le bouchon de sélection de mode, mentionné dans la fiche ;
- la fiche RFLE 245 intitulée « Réalimentation LHA par DUS » (à l'indice national 10 / indice local 05)
demande à l'agent de se munir de divers matériels, dont des masques à cartouches, constatés absents le jour de l'inspection près de la salle des commandes. Par ailleurs, la fiche ne mentionne pas le type de cartouche à utiliser ni dans quel local les masques doivent être portés. Les inspecteurs ont constaté l'absence de précision de plusieurs locaux ainsi que des erreurs voire l'absence d'identification des matériels nécessaires ou équipements sur lesquels une action est attendue. Enfin, les inspecteurs ont constaté que vos représentants ne savaient pas comment réaliser l'action « lever la condamnation sur les volets de protection des jeux de barres ». Vous avez indiqué le jour de l'inspection que l'ensemble des fiches RFLL/RFLE du site avaient fait l'objet d'une vérification par simulation en locale (VSL). Ces VSL doivent permettre de vérifier l'applicabilité des fiches RFLL/RFLE au réacteur concerné. Les inspecteurs ont contrôlé les dossiers relatifs aux dernières VSL réalisées concernant les fiches RFLL/RFLE simulées le jour de l'inspection. Les inspecteurs ont constaté que très peu de constats avaient été tracés dans ces VSL voire aucun (ex. de la fiche RFLL 205), que certaines fiches n'avaient pas été réalisées entièrement (ex. de la fiche RFLL 245) et que certains constats n'avaient pas été pris en compte (ex. de la fiche RFLL 245).
## Demande I.1 :
- s'assurer du caractère opérationnel des fiches RFLL/RFLE **mentionnées précédemment et de**
l'exactitude des informations indiquées en prenant notamment en compte les erreurs et/ou imprécisions **identifiées lors de l'inspection** ;
- transmettre sous un mois un échéancier de réalisation d'une nouvelle vérification **par simulation**
en local de toutes les fiches de manœuvre (y compris les RFA) **déployées sur le CNPE de Bellevillesur-Loire** ;
- rendre compte à l'ASN des écarts constatés et des corrections effectuées ; - **se positionner, au regard de la nature des écarts déjà détectés, sur le caractère déclaratif de cette**
situation au titre de l'article 2.6.4 de l'arrêté [2].
## Ii. Autres Demandes Processus De Vérification Par Simulation Locale Des Fiches Rfll/Rfle
Vous avez réalisé un mémo à destination des agents de la conduite présentant les attendus d'une vérification par simulation locale (VSL) des fiches RFLL/RFLE. Vos représentants ont indiqué en inspection que la réalisation des VSL et la remontée des anomalies dépendaient des agents de conduite, ce qui n'est pas satisfaisant. Au vu des constats formulés par l'ASN et détaillés précédemment, le mémo n'apparaît de ce fait pas suffisant pour vous assurer de la suffisance des informations remontées.
## Demande Ii.1 :
- effectuer une revue du **processus de VSL afin de s'assurer que l'ensemble des agents participant à**
des VSL remontent les anomalies et/ou imprécisions constatées lors du déroulé des fiches RFLL/RFLE ; - transmettre à l'ASN les conclusions de cette revue de processus.
## Mise En Place Des Étiquettes Fluorescentes Et Programme De Contrôle
Vos représentants ont indiqué, avant tout contrôle de terrain par les inspecteurs, que l'ensemble des étiquettes fluorescentes étaient présentes sur les organes requis par les fiches RFLL/RFLE. Pourtant, dans les bâtiments du réacteur n°2, les inspecteurs ont constaté que de nombreux organes n'étaient pas identifiés à l'aide de ces étiquettes. L'absence d'étiquette rend plus complexe la recherche de ces organes par les agents de terrain, a fortiori en cas d'absence d'éclairage, et peut conduire à allonger la durée de mise en œuvre de ces fiches. Surtout, ce constat interroge sur la qualité du contrôle effectué par vos soins.
Vos représentants ont pris l'engagement de corriger cette anomalie et ont indiqué aux inspecteurs qu'un programme de contrôle de ces étiquettes fluorescentes était en cours de rédaction. Demande II.2 :
- **transmettre à l'ASN le programme de contrôle des étiquettes fluorescentes permettant** d'identifier les organes à manœuvrer d'après les fiches RFLL/RFLE.
## Mise À Jour De La Section 2 Du Chapitre Vi Des Rge
La section 2 du chapitre VI des RGE du CNPE de Belleville-sur-Loire identifie les consignes incidentelles et accidentelles à prendre en compte en fonction de l'état technique des réacteurs. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage l'adéquation entre les indices des consignes indiquées dans la section 2 du chapitre VI et les consignes présentes dans la salle des commandes du réacteur n°2. Les inspecteurs ont constaté que la consigne RFA présente en salle de commandes était à l'indice national 03 / indice local 05, alors que la section 2 du chapitre VI indique que cette consigne est à l'indice national 03 / indice local 04.
Concernant la consigne RFLE, vos services centraux demandent d'appliquer la consigne à l'indice national 10, alors que la section 2 du chapitre VI indique que la consigne actuellement déployée sur les réacteurs n°1 et n°2 est à l'indice national 07.
## Demande Ii.3 :
- s'assurer de la cohérence entre les consignes présentes **en salle des commandes, avec la section 2** du chapitre VI des RGE et avec celles en application d'après vos services centraux ;
- **indiquer à l'ASN les mesures prises en ce sens.**
## Montées D'Indices Des Fiches Rfll/Rfle
Les inspecteurs ont constaté, lors des exercices de simulation des fiches RFLL/RFLE, qu'il y avait eu plusieurs montées d'indice entre la fiche objet de la dernière VSL et la fiche simulée le jour de l'inspection, telles que pour les fiches RFLL 05 et RFLL 243. Les inspecteurs ont également constaté qu'il y avait eu une montée d'indice des fiches RFLL 149 et RFLL 156 depuis la dernière VSL, sans qu'aucune modification n'ait pu être identifiée entre les deux indices de ces fiches.
Demande II.4 **: indiquer les raisons ayant nécessité une ou plusieurs montées d'indice depuis les**
dernières VSL des fiches RFLL 05, RFLL 243, RFLL 149 et RFLL 156.
## Durée De Validité Des Consignes De Tranche
La note de gestion de la mise à jour du chapitre VI des RGE du CNPE de Belleville-sur-Loire indique que « la durée de validité d'une consigne de tranche est de 10 ans. A l'issue de cette période, si la consigne n'a pas fait l'objet de modifications, elle est réexaminée ». Vos représentants ont indiqué ne pas disposer de tableau de suivi permettant de démontrer que ce point est effectivement appliqué par le CNPE. Demande II.5 : indiquer les dispositions retenues par le site pour respecter la note de gestion de la mise à jour du chapitre VI des RGE concernant la durée de validité des consignes de tranche.
## Rfll 243 : « Fermeture Anticipée Des Vannes D'Isolement Enceinte »
Concernant la VSL relative à la fiche RFLL 243 intitulée « Fermeture anticipée des vannes d'isolement enceinte » (à l'indice national 06 / indice local 03) en date du 31 août 2020, la VSL indique que la vanne EPP 003 VA se situe dans le local NB 821 alors que la fiche jouée le jour de l'inspection (à l'indice national 06 / indice local 06) indique qu'elle se situe dans le local NB 0810.
Demande II.6 : indiquer **la localisation de la vanne 4 EPP 003 VA et corriger la RFLL 243 le cas** échéant.
## Rfll 156 : « Lignage Et Mise En Service Appoint Par Motopompe Thermique »
La fiche RFLL 156 demande à l'agent de terrain de rendre compte à l'opérateur présent en salle de commandes de la réalisation des actions demandées par ladite fiche. Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur la nécessité ou non d'équiper l'agent de terrain d'un généphone en amont du déroulement de cette fiche afin qu'il puisse effectivement rendre compte de son action. En effet, cette fiche peut être utilisée en cas d'absence totale d'alimentation électrique. Le généphone utilise un réseau de câbles de communication préinstallés sur le CNPE, avec des terminaux mobiles auto alimentés en électricité.
Vous n'avez pas pu répondre à cette interrogation au cours de l'inspection. Demande II.7 : indiquer si un généphone est nécessaire dans le cadre de la fiche RFLL 156, et la corriger le cas échéant.
## Rfll 149 : « Appoint Gravitaire Par Piscine Bk »
La fiche RFLL 149 demande à l'agent de terrain de décondamner les vannes 2 PTR 005 VB et 2 PTR 008 VB. Or, ces vannes ont été constatées non condamnées le jour de l'inspection. Demande II.8 **: indiquer si une condamnation administrative des vannes 2 PTR 005 VB et 2 PTR** 008 VB est requise en situation normale d'exploitation et adapter la rédaction de la fiche RFLL 149 **à la situation administrative requise pour ces deux vannes.**
## Formation Des Agents À La Conduite Incidentelle/Accidentelle
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 réalisés par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires ».
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont souhaité s'assurer de l'adéquation entre les formations suivies par le personnel du service conduite impliqué dans la démarche CIA et celles prévues dans les plans types de formation définis par le CNPE. Les inspecteurs ont également souhaité contrôler le respect de la périodicité des recyclages de certaines formations. Les documents mis à disposition des inspecteurs ne leur ont pas permis d'avoir une visibilité claire des formations suivies par les acteurs de la conduite, ni de s'assurer qu'ils sont à jour de leur formations et éventuels recyclages. Vos représentants n'ont également pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs si un nombre minimum d'agents ayant réalisé un « perfectionnement » dans un domaine en lien avec la conduite incidentelle/accidentelle était requis et si le CNPE respecte ce point. Demande II.9 :
- détailler les dispositions mises **en place par le CNPE concernant le suivi des formations du** personnel impliqué dans la démarche CIA ; - **indiquer si un nombre d'agents minimum devant réaliser un perfectionnement dans un domaine** en lien avec la conduite incidentelle/accidentelle est **requis et si le CNPE respecte ce point.**
Présence d'eau dans le couloir d'accès à la bâche 2 PTR 011 BA
Le jour de l'inspection, une fuite d'eau a été constatée dans le couloir d'accès à la bâche 2 PTR 011 BA.
Vous avez indiqué par courriel en date du 15 avril 2022 avoir procédé au nettoyage de cette fuite, l'origine étant toujours en cours d'analyse. Demande II.10 : **préciser l'origine de la fuite constatée dans le couloir d'accès à la bâche 2 PTR 011** BA et indiquer les mesures prises par le CNPE pour éviter de nouveau cette situation.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse
Echafaudage non conforme Observation III.1 : lors de l'inspection les inspecteurs ont constaté qu'un échafaudage dans le local 2LD0902 était en contact avec des câbles et que le maintien en appui de cet échafaudage au plafond
(vérinage) n'avait pas été réalisé. Vous avez indiqué par courriel en date du 20 avril 2022 avoir remis en conformité cet échafaudage.
## Gestion Des Instruction Temporaire De Sûreté (Its) Locales
Observation III.2 : les inspecteurs ont interrogé vos représentants quant aux ITS actuellement applicables sur le CNPE. Les inspecteurs notent que la section 2 du chapitre VI des RGE ne justifie pas pour chaque ITS la non-nécessité d'une instruction par l'ASN. Cependant, le CNPE de Belleville-surLoire réalise pour chaque ITS une analyse du cadre réglementaire, ce qui a pu être contrôlé par les inspecteurs en séance, et n'appelle pas de remarque complémentaire.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, à l'exception de la demande I.1 pour laquelle un délai plus court a été fixé, et selon les modalités d'envois figurant ci-dessous, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint auChef de la division d'Orléans Signée par : Christian RON |
INSSN-MRS-2022-0541 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-022541 **Monsieur le directeur de l'établissement Mélox**
BP 93124 30203 BAGNOLS-SUR-CÈZE Cedex Marseille, le 10 mai 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Lettre de suite de l'inspection du 20 avril 2022 sur le thème « conduite » à l'INB 151
(Mélox)
N° dossier: Inspection no INSSN-MRS-2022-0541 **(à rappeler dans toute correspondance)**
Références :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V** [2]**Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de**
base Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 20 avril 2022 à Mélox (INB 151) sur le thème « conduite ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de Mélox (INB 151) du 20 avril 2022 portait sur le thème « conduite ».
Les inspecteurs ont visité les salles de conduite « réception poudre », « poudres », pastilles » et « crayons/Assemblages » ainsi que les unités fonctionnelles suivantes : NHX (homogénéisation) et PFX
(four de frittage). Les inspecteurs ont contrôlé par sondage les formations et recyclages des opérateurs (livrets de compagnonnage) présents en salle de conduite. Les formations et missions des chefs de quarts ont également été examinées. Le respect des exigences de redondance pour certains postes de conduite a été vérifié. Le suivi et l'application des consignes temporaires des ateliers d'exploitation ont été contrôlés. Les procédures relatives à la gestion des documents et des consignes temporaires ont été consultées, ainsi que la conduite à tenir en cas d'événement pouvant affecter la continuité de l'installation.
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les éléments contrôlés sont globalement satisfaisants. Des axes d'améliorations ont été identifiés concernant la gestion des consignes temporaires. Des compléments sont également attendus concernant les modifications urgentes de la documentation.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. **Autres Demandes** Régime De Masterisation
Les inspecteurs ont consulté la procédure « rédaction et gestion des documents » de l'installation. Cette procédure définit notamment le type de révision de document appelé « masterisation ». Ce type de révision concerne une modification manuscrite sur un document sans passer par le processus de révision. Il concerne les modifications urgentes visant à modifier une tâche, une action ou à corriger une erreur de saisie dans un enregistrement. La procédure susmentionnée n'indique cependant pas précisément ce qui est couvert par ce type de révision. Demande II.1. : **Préciser dans votre référentiel ce qui est couvert et ce qui n'est pas couvert par le**
régime de « masterisation » concernant les modifications urgentes dans le but de modifier une tâche ou une action prescrite dans un document de réalisation. Dans le cas où ces modifications pourraient concerner des AIP ou EIP, vous indiquerez les dispositions permettant le respect des dispositions spécifiques de l'arrêté [2].
## Gestion Des Consignes Temporaires
Les inspecteurs ont consulté la consigne relative à la « tenue du classeur de consignes temporaires chef d'installation ». Cette consigne précise qu'une fois par an, une séance d'examen des consignes avec les personnes concernées est organisée. Les consignes avec un caractère pérenne sont intégrées dans des documents d'application puis annulées. Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont noté, notamment en salle de conduite « pastilles », la présence d'un certain nombre de consignes temporaires supérieures à un an sans que l'analyse de leur pérennité ne soit suffisamment formalisée. Demande II.2. : **Assurer la traçabilité de votre positionnement visant à maintenir une consigne**
temporaire pour une durée supérieure à un an sans que celle-ci n'ait été intégrée dans un document d'application.
Les inspecteurs ont noté qu'un suivi papier des consignes temporaires était mis en place dans les différentes salles de conduite visitées. Un suivi informatique est également réalisé en parallèle. Les inspecteurs ont noté une incohérence entre ces deux suivis, une consigne temporaire étant bien annulée dans le classeur papier mais toujours considérée comme en vigueur dans le suivi informatique. Demande II.3. : **Prendre des dispositions afin de garantir la cohérence du suivi informatique des**
consignes temporaires avec le suivi papier.
Lors de la consultation du classeur papier des consignes temporaires en salle de conduite « pastilles », les inspecteurs ont constaté qu'il n'y avait pas de distinctions de classement entre des consignes annulées et les consignes temporaires en vigueur, hormis les signatures visibles en bas de page, pouvant ainsi occasionner des erreurs. Lors de la visite d'une autre salle de conduite, les consignes temporaires annulées étaient physiquement séparées des consignes en vigueur. Demande II.4. : **Etudier la possibilité d'améliorer la distinction des consignes temporaires**
annulées dans les classeurs de suivi des consignes temporaires.
## Iii. **Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Réponse** Référence Procédure « Maintien En Fonction »
La procédure visant à définir les conditions de mise en œuvre des mesures indispensables pour la sécurité en cas d'événement susceptibles d'affecter la continuité de l'installation a été consultée. Elle a été mise à jour/rédigée en 2013. Cette procédure cite l'article 6 de la loi no **80-572 du 25 juillet 1980**
alors que celle-ci est abrogée par ordonnance du 20 décembre 2004. Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par, Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive (zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/**. Le lien**
de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-MRS-2022-0558 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-020568 **Madame la directrice de Cyclife**
BP 54181 30204 BAGNOLS-SUR-CÈZE Cedex Marseille, le 29 avril 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Lettre de suite de l'inspection du 12 avril 2022 sur le thème « inspection générale » à l'INB 160 (Centraco)
N° dossier: Inspection no INSSN-MRS-2022-0558 **(à rappeler dans toute correspondance)**
Références :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
[2]**Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations**
nucléaires de base
[3] Décret no **96-761 du 27 août 1996 autorisant la Société pour le conditionnement des déchets**
et des effluents industriels à créer une installation nucléaire de base, dénommée Centraco, sur la commune de Codolet (département du Gard)
Madame la directrice, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en références concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 12 avril 2022 à Centraco
(INB 160) sur le thème « inspection générale ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de Centraco (INB 160) du 12 avril 2022 portait sur le thème « inspection générale ». Les inspecteurs ont contrôlé par sondage des zones d'entreposage de déchets radioactifs de l'installation. Ils ont également réalisé une visite de la toiture des bâtiments fusion et incinération afin de contrôler l'état général des dispositifs de protection contre la foudre. Le chariot destiné à transporter un générateur de vapeur préalablement à son traitement a été vu. L'équipe d'inspection a également contrôlé des engagements pris dans le cadre d'événements significatifs. Des fiches d'écarts et d'améliorations (FEA) ont également été consultées par sondage. Les derniers contrôles et essais périodiques des dispositifs de protection contre la foudre ont été consultés. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les éléments contrôlés sont globalement satisfaisants. Les inspecteurs notent un suivi rigoureux des engagements avec une traçabilité des actions et accessibilité de la documentation associée satisfaisantes. Les FEA consultées n'appellent pas de remarque. L'état général des systèmes de protection contre la foudre vus lors de la visite est satisfaisant. Des axes d'améliorations sont à prendre en compte concernant la gestion des déchets radioactifs générés par l'installation et le suivi des charges calorifiques.
Des compléments sont également attendus concernant des désordres identifiés en toitures ainsi que sur la prise en compte des recommandations des contrôles périodiques des systèmes de protection contre la foudre.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. **Autres Demandes** Suivi Des Déchets Radioactifs Produits Par L'Installation
L'article 6.5 de l'arrêté [2] dispose « **l'exploitant assure la traçabilité de la gestion des déchets produits dans** son installation **». Dans le local 0.62 du bâtiment incinération, les inspecteurs ont constaté qu'un déchet**
radioactif ne disposait pas d'un numéro de suivi. De plus, un numéro de suivi d'un déchet présent dans ce même local ne correspondait pas au numéro indiqué dans sa fiche de suivi. Le système de suivi des déchets radioactifs générés par l'installation, actuellement assuré par un classeur papier, est ainsi apparu perfectible. Demande II.1. : Corriger les écarts relevés lors de l'inspection et prendre des dispositions afin de garantir la traçabilité des déchets radioactifs conformément à l'article 6.5 de l'arrêté [2].
## Non-Respect De La Périodicité De Contrôle Des Charges Calorifiques
Concernant les contrôles périodiques de la densité de charge calorifique, le chapitre 7 des règles générales d'exploitation (RGE) de l'installation indique qu'une inspection annuelle des locaux doit être réalisée. Les inspecteurs ont demandé le dernier relevé du local 0.62 du bâtiment incinération. Ce dernier datait de 2019. Demande II.2. : Réaliser un relevé des charges calorifiques dans le local 0.62 du bâtiment incinération et, le cas échéant, prendre des dispositions adaptées en cas de dépassement de la charge calorifique maximale admissible pour ce local.
Demande II.3. : Analyser l'importance de cet écart vis-à-vis de la protection des intérêts en application de l'article 2.6.2 de l'arrêté [2].
Dépassement de la durée maximale d'entreposage d'un déchet radioactif Le 4.6 de l'article 4 de décret d'autorisation de création [3] de l'installation dispose : **« les durées** d'entreposage sur le site n'excèdent pas (…) quatre ans pour les déchets procédés ». **Lors de la visite du local** 2.90 du bâtiment incinération, les inspecteurs ont constaté la présence d'un déchet radioactif issu du procédé (moteur tapis vibrant) entreposé depuis 2017.
Demande II.4. : Traiter cet écart et prendre des dispositions afin de garantir le respect des durées d'entreposage maximales définies dans votre décret d'autorisation de création [3].
Demande II.5. : **Analyser l'importance de cet écart vis-à-vis de la protection des intérêts en**
application de l'article 2.6.2 de l'arrêté [2].
Contrôles périodiques des systèmes de protection contre la foudre Les derniers PV de contrôles périodiques des systèmes contre la foudre ont été consultés lors de l'inspection. Il est indiqué dans ces PV des recommandations émises par l'organisme chargé du contrôle. Certaines recommandations, telle que le remplacement d'un compteur d'impact foudre, sont émises depuis 2019 et ne semblent pas avoir fait l'objet d'un suivi.
Demande II.6. : Assurer le suivi de la prise en compte des recommandations émises dans les PV
de contrôle susmentionnés. En cas d'absence de prise en compte de ces recommandations, en assurer la traçabilité.
## Désordres Identifiés En Toiture
Lors de la visite de la toiture du bâtiment incinération, les inspecteurs ont noté la présence de décollement de plusieurs plaques en surface de la toiture. L'exploitant n'a pas pu indiquer la nature et le rôle de ces plaques aux inspecteurs lors de l'inspection. Demande II.7. : Préciser la nature de ces plaques et leurs rôles éventuels au regard de la sûreté.
Le cas échéant, prendre les dispositions adaptées afin de garantir la sûreté de l'installation.
## Iii. **Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Réponse** Conditionnement De Déchets Radioactifs
Le II de l'article 6.2 de l'arrêté [2] dispose : **« l'exploitant est tenu (…) d'emballer ou de conditionner les déchets**
dangereux et ceux provenant de zones à production possible de déchets nucléaires ». **Lors de la visite du local** 0.62 du bâtiment incinération, les inspecteurs ont constaté la présence d'un câble considéré comme un déchet radioactif conditionné dans un emballage vinyle dégradé.
Demande III.1 : Corriger cet écart et prendre les dispositions adaptées afin d'éviter le renouvellement d'un écart similaire.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**,
de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**).
Je vous prie d'agréer, madame la directrice, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par, Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive (zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/**. Le lien**
de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-CAE-2022-0151 | Référence courrier : CODEP-CMX-2022-019876 **Montrouge, le 19/04/2022**
Monsieur le directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50340 LES PIEUX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
CNPE de Flamanville Inspection n° INSSN-CAE-2022-0151 des 6 et 7 avril 2022.
Management de la sûreté 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 [1], une inspection renforcée a eu lieu les 6 et 7 avril 2022 sur le CNPE de Flamanville (INB n°108 et 109) 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet avait pour objectif d'évaluer les progrès réalisés par le CNPE en vue d'envisager la sortie de surveillance renforcée. Les inspecteurs se sont répartis en trois équipes : une équipe dédiée au pilotage du site et au management de la sûreté, une équipe dédiée à la maintenance et une équipe dédiée à la conduite des installations. Au vu de cet examen, il ressort que le plan d'action mis en place par la direction, appelé « Faire bien avant de faire vite », a porté ses fruits, notamment en termes de remise à niveau des installations (qu'un récent audit international WANO a relevé, tout comme les inspecteurs) et de prise en compte des fondamentaux sûreté par les agents et les prestataires. Le nouveau plan stratégique 2019-2024 s'inscrit dans la continuité de ce plan d'action et porte en lui les germes pour ancrer le redressement des performances dans la durée. Les inspecteurs ont apprécié le travail spécifiquement réalisé avec l'association régionale des prestataires du CNPE (GIPNO) pour adapter précisément la communication relative aux fondamentaux aux enjeux propres aux entreprises prestataires. La pratique mise en place par le CNPE pour utiliser l'outil national de prise de décision opérationnelle est apparue efficace sur les exemples examinés. Enfin, les inspecteurs ont apprécié la qualité du travail réalisé par la filière indépendante de sûreté (FIS). S'agissant particulièrement du thème de la maintenance des installations, les inspecteurs ont suivi l'intervention de reprise de la voie de roulement du pont polaire du réacteur n° 1 et une intervention de réfection d'une borne incendie. Ils ont contrôlé par sondage les documents en lien avec ces interventions et ont interrogé les intervenants sur leur connaissance des actions mises en œuvre par le CNPE dans le cadre du plan d'action « Faire bien avant de faire vite ». Cela n'appelle pas de remarque. Ils ont visité les installations des stations de pompage et des locaux diesels de la tranche 2. Ils ont relevé, comme indiqué plus haut, la nette amélioration de l'état des équipements et des locaux par rapport à ce qui avait été relevé lors des inspections de 2019 et 2020 mais ils ont souligné que la corrosion déjà constatée sur certains équipements appelle une vigilance et des actions correctives rapides pour que ces installations restent dans un état de sûreté et de disponibilité acceptable.
Ils ont visité les locaux abritant la turbine à combustion, ce qui appelle plusieurs remarques figurant dans le corps de cette lettre.
Ils se sont entretenus avec des agents des services STE (service technique environnement), MRC
(mécanique robinetterie et chaudronnerie), AEI (automatisme, électricité et informatique), et Ingénierie ainsi qu'avec des responsables de certaines entreprises identifiées dans le « TOP 20 » du site. Il ressort de ces entretiens que la démarche liée au déploiement des fondamentaux semble assimilée et appréciée par la plupart des agents et des intervenants, que les visites managériales réalisées par EDF ou partagées avec les entreprises partenaires semblent également efficaces.
Concernant le thème de la conduite des installations, les inspecteurs ont examiné les activités principales réalisées par les agents de quart du service conduite et se sont entretenus avec vos représentants à propos de la mise en œuvre du plan d'action conduite et de ses résultats. L'examen des activités a permis aux inspecteurs de vérifier que chaque acteur connaissait son rôle dans les principes fondamentaux de leur métier et y était investi, dans leurs gestes techniques et au moment des échanges importants pour la continuité de l'exploitation (notamment lors des relèves entre les équipes de quart). S'agissant des rondes de relevés de paramètres techniques et de contrôle de l'état des installations, les inspecteurs ont noté la rigueur des agents et leur maîtrise des paramètres importants selon l'état de fonctionnement du réacteur. Ces derniers connaissaient les fondamentaux propres à la conduite et les ont mis en œuvre dans le respect des règles de sécurité. Les inspecteurs ont vérifié la surveillance de la sûreté de l'installation par les agents de la salle de commande et, s'ils ont globalement apprécié la qualité de l'organisation, ils considèrent néanmoins que des actions devraient être engagées à court terme pour améliorer cette surveillance. L'observation de la réalisation de l'essai périodique
(EP) visant à s'assurer du bon fonctionnement des grappes de commandes et la vérification de la pose des condamnations administratives garantissant la configuration des circuits ont permis de constater la bonne application de plusieurs fondamentaux.
L'examen de l'efficacité du plan d'action conduite a permis aux inspecteurs de mesurer l'importance du travail engagé pour conduire un changement des pratiques sur « les fondamentaux », à tous les niveaux de l'organisation du travail, avec pour pilier « la visite terrain ». Ils ont aussi apprécié la qualité de la déclinaison opérationnelle de cet effort avec une réflexion de sa répartition fine sur les différents enjeux observables sur le terrain. Ils considèrent par ailleurs que cette dynamique doit être maintenue le temps d'analyser les progrès obtenus et de décider de la suite de ce plan d'action. En effet, bien qu'il s'agisse d'un effort important, sa pérennisation apporterait un bénéfice certain pour la sûreté.
Les inspecteurs ont cependant noté que des événements significatifs récents mettent en évidence une fragilité de la rigueur d'exploitation (ainsi, plusieurs erreurs de lignage ont conduit à des écoulements d'eau via le réseau de ventilation de l'îlot nucléaire DVN). De même, les inspecteurs ont relevé, lors de l'inspection des locaux des groupes électrogènes de secours du réacteur 2, que le nettoyage des locaux des réservoirs de carburant dans lesquels une aspersion intempestive par le réseau d'extinction incendie est survenue lors d'un essai périodique n'avait pas été réalisé avec le soin attendu, alors même que l'inspection à venir de ces locaux par l'ASN était connue du CNPE.
Ainsi, au vu de ces éléments, qui révèlent une dynamique positive et une réelle amélioration avec malgré tout quelques fragilités, les inspecteurs ont proposé de ne pas lever immédiatement la surveillance renforcée. Les inspections prévues d'ici la fin du premier semestre 2022, dont une inspection renforcée « radioprotection », seront l'occasion de s'assurer du caractère pérenne des améliorations constatées et de la prise en compte des fragilités relevées, et de prendre une décision quant au maintien ou non de la surveillance renforcée de la centrale de Flamanville 1-2.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Néant.
## Ii. Autres Demandes Présence De Produit Émulseur Sur Plusieurs Équipements
Les inspecteurs ont constaté la présence de produit émulseur utilisé dans le circuit d'extinction automatique d'incendie sur les tuyauteries reliant les deux bâches à fioul du diesel de secours 2 LHP
ainsi que sur le moteur et la pompe d'alimentation de la nourrice des moteurs diesel et sur les câbles d'alimentation de celle-ci. Cette présence résulte du déclenchement intempestif le 28 mars 2022 du système d'extinction incendie du local lors de la réalisation d'un essai périodique. Les inspecteurs ont souligné que le nettoyage de ces équipements et la vérification de leur disponibilité auraient dû être réalisés au plus tôt après l'évènement afin de minimiser leur agression par le produit émulseur. Les inspecteurs ont relevé que vos services annonçaient que le nettoyage et la remise en état étaient terminés.
Les inspecteurs ont rappelé que lors d'évènements précédents ayant amené de la dispersion d'eau dans plusieurs locaux et dans certains systèmes classés comme éléments importants pour la sûreté (EIPS),
les conditions de nettoyage et de remise en état avaient été examinées en inspection et avaient été estimées perfectibles. Cela a déjà fait l'objet d'une demande dans la lettre de suites de l'inspection de suivi de l'arrêt 2ASR24 (CODEP-CAE-2022-014665 du 21 mars 2022). Ils ont également souligné que la dispersion d'eau lors de ces débordements aurait pu être minimisée si les siphons de sol des locaux concernés et les tuyauteries d'évacuation associées étaient opérationnels. Concernant ce dernier point, vous vous étiez engagés dans le cadre des actions correctives d'un évènement de 2020 « débordement de 20 m3 **d'eau PTR susceptibles l'affecter des EIPS » à effectuer un bilan et à mener les actions**
nécessaires afin de retrouver une situation acceptable, ce qui ne semble pas encore atteint.
Demande II.1 : M'informer des actions que vous allez mener afin de remettre en état les équipements aspergés par l'émulseur le 28 mars 2022 et assurer leur disponibilité lorsque la voie sera requise. Préciser les dispositions que vous allez mettre en œuvre afin de maitriser la gestion des aléas et les suites qui en résultent. Je vous rappelle que ce point figurait dans votre plan d'action
« Faire bien avant de faire vite ».
M'informer également de l'état d'avancement de votre plan de remise en état des siphons de sol et des tuyauteries d'évacuation associées.
## Montage Des Manchons Compensateurs Sur Les Tuyauteries Des Diesels De Secours Et Gaine De Ventilation
Les inspecteurs ont relevé que plusieurs manchons compensateurs en élastomère sur des tuyauteries des diesels de secours de la tranche 2 étaient montés avec la partie vissée à l'intérieur de la bride. Dans cette configuration, des critères portant sur le nombre de filets dépassant et sur l'espace entre la visserie et le manchon compensateur sont à respecter. Vos représentants n'ont pas pu présenter aux inspecteurs les éléments montrant que ces critères étaient respectés. Les inspecteurs ont également relevé que certains manchons compensateurs étaient équipés d'un tirant. Ils ont rappelé que lors d'un essai périodique récent sur un diesel de secours, un de ces tirants avait cassé. Ils ont noté que le serrage des tirants examinés n'était pas réalisé de façon uniforme. Ils ont interrogé vos représentants sur les critères de montage de ces tirants mais vos représentants n'ont pas pu fournir l'information.
Enfin, les inspecteurs ont noté la présente d'une gaine de ventilation fortement corrodée nécessaire au bon refroidissement du diesel de la voie B du réacteur n° 2 et représentant également un risque vis-àvis du séisme événement sur des matériels classés au séisme.
Demande II.2 : S'assurer de la conformité de montage des manchons compensateurs sur les tuyauteries des 4 diesels de secours du CNPE de Flamanville 1-2 y compris les tirants associés.
M'indiquer les actions de remise en conformité qui seront réalisées sur cette gaine de ventilation et préciser l'échéancier de réalisation.
## Pilotage Des Suites Données Aux Vérifications Flash De La Fis
Les inspecteurs ont constaté que les suites données aux constats relevés par la FIS à l'issue de vérifications flash étaient suivies dans le système classique de traitement des écarts (PAC), avec un niveau de priorité par défaut de 3 - c'est-à-dire le plus faible - alors que les suites données aux recommandations et suggestions issues de audits et vérifications approfondies font l'objet d'un traitement spécifique (avec un indicateur particulièrement suivi par la direction et l'Etat-major d'EDF/DPN quant aux recommandations). Il résulte de cette différence de traitement que les actions qui devraient être engagées à l'issue des vérifications flash de la FIS ne sont pas nécessairement suivies avec la même rigueur, alors qu'elles peuvent correspondre à des non-conformités patentes. A titre d'exemple, les inspecteurs ont observé que le constat C000301213, établi à la suite d'une vérification flash au service MCR, avait donné lieu à une action classée en priorité 3. Cette action était en dépassement d'échéance, sans aucune justification apportée, ceci probablement en raison de son classement en P3.
Demande II.3 : Améliorer le suivi des actions engagées suite aux constats effectués par la FIS à l'issue des vérifications flash.
## Génie Civil Station De Pompage Tranche 2
Les inspecteurs ont remarqué que le mur de l'escalier de l'accès au tambour filtrant 32 TF du réacteur 2 présentait un éclatement et un déplacement de plusieurs millimètres sur toute la hauteur du mur recouvert lors de la marée haute. Vos représentants n'ont pas pu préciser si cet écart avait été identifié par vos services et s'il faisait déjà l'objet d'une identification et d'un suivi particulier. Demande II.4 : Préciser si l'écart identifié au niveau du génie civil de l'escalier d'accès au tambour filtrant 32 TF de la tranche 2 fait l'objet d'un suivi par vos services. Me transmettre ces éléments de suivi ainsi que l'impact sur la tenue des voiles concernés et les actions correctives envisagées.
Confirmer également que le fait que cette partie de GC soit recouverte à marée haute est normal.
## Déchets :
Les inspecteurs ont constaté à plusieurs reprise la présence de fûts de déchets dont les fiches descriptives du contenu étaient simplement posées sur les fûts avec un risque de perte ou d'inversement.
Demande II.5 : Mettre en place une organisation plus robuste quant à la présence de la fiche descriptive du contenu des fûts de déchets
## Turbine À Combustion (Tac)
Les inspecteurs ont soulevé plusieurs interrogations lors de la visite des locaux abritant la turbine à combustion notamment :
- **La présence d'un scotch dans l'entrebâillement de la porte d'une armoire électrique dont la**
justification n'a pas pu être apportée,
- **Le raccordement de fils électriques par un domino semblant jouer le rôle de strap, qui n'a pas**
pu être expliqué,
- **Un indicateur de tension de batterie à zéro alors que l'indicateur d'intensité indiquait une**
valeur,
- **La position d'un capteur de fin de course qui semblait être monté à l'envers et pour lequel**
aucun élément n'a pu être apporté,
- **Un indicateur de volume contenu dans une cuve de kérosène alimentant la TAC qui indique**
une valeur négative.
## Demande Ii.6 : Apporter Les Justifications Sur Chacun Des Constats Cité Ci-Dessus. Indicateurs À La Station De Pompage
Les inspecteurs ont noté que plusieurs indicateurs de perte de charge associés au tambour filtrant de la voie B du réacteur n° 2 n'avaient plus d'aiguille d'indication.
## Demande Ii.7 : Justifier La Fonctionnalité De Ces Indicateurs. Anomalies Observées Lors Des Rondes
Lors de la réalisation des rondes, les inspecteurs ont constatés les anomalies suivantes dont certaines avaient déjà fait l'objet d'une demande de traitement (DT) :
- **Voyant d'arrêt hors service sur la pompe 1EAS052PO,** - **Non-respect d'un critère vibratoire sur le ventilateur 1DVK082ZV,**
- **Présence d'une LED sur le pupitre de la salle de commande du bâtiment des auxiliaires**
nucléaires (BAN) qui tient grâce à un bout de papier,
- **Présence d'une alarme 1DVN910AA sur le pupitre de la salle de commande du BAN,** - **Traces de bore et de graisse sur la pompe 1 PTR111PO,** - **Bride corrodée à proximité de la vanne 1ETY161VA dans le local 1KA1001,**
- **Traces de bore sur la vanne 1 PTR063VB,** - **Fuites sur la pompe 1PTR091PO,**
- **Fuites sur la pompe 1PTR021PO,**
- **Traces de bore sur la vanne 1TEP232VB,** - **Fuite collectée par entonnoir vinyle sur la pompe 1TEP472PO,** - **Fuite sur la pompe 1TEP251PO,** - **Fuite sur la pompe 1SVA032PO,**
- **Mise à la terre déconnectée à proximité de la pompe 1APP002PO,** - **Stockage de matériel pour la modification du boremètre RCV au sein du local LA0937 non**
arrimé, sans fiche d'entreposage,
- **Rupture d'un secteur de feu de sûreté au sein du local LB0931.**
Demande II.8 : Engager dans des délais adaptés, pour l'ensemble des constats ci-dessus, les actions de remédiation. Pour les constats non traités, transmettre une échéance de remédiation. A l'issue des rondes d'observations les écarts ou anomalies constatées font l'objet en fonction de leur nature d'une demande de remédiation par la création la création d'une demande de travaux (DT) pour les anomalies matérielles ou d'un constat EXOCET pour des écarts relatifs à l'état des installations
(propreté, étiquetage, …). Les DT créées qui font l'objet d'un contrôle second niveau par un agent du service conduite peuvent être requalifiées en constat EXOCET. Dans cette situation, il est nécessaire que la clôture d'une DT soit suivie de l'ouverture d'un constat EXOCET afin de ne pas perdre le suivi du traitement de l'écart constaté. Il s'avère que la clôture de certaines DT « requalifiées » n'est pas toujours suivie de l'ouverture d'un constat EXOCET. Demande II.9 : Revoir l'organisation afin d'assurer la création d'un constat EXOCET suite à une requalification d'une DT.
## Echafaudages
Les inspecteurs ont constaté la présence d'un échafaudage dans le couloir du BAN, dont les roues n'étaient pas bloquées, pour lequel un des montant dépassait et rentrait en contact avec un chemin de câble. Ils ont également constaté la présence d'un échafaudage monté depuis janvier 2021 dans le puits de la pompe 2SEC002PO, dont l'activité associé a été clôturée en février 2021. Demande II.10 : Apporter davantage de vigilance sur le stockage des échafaudages et engager leur démontage au plus tôt à l'issue de leur utilisation.
## Absence De Serrures Anti-Panique Au Sein Du Parc À Gaz Sgz De La Tranche 2
Les inspecteurs ont constaté l'absence de deux serrures anti-panique sur des ouvertures du parc à gaz SGZ de la tranche 2.
Demande II.11 : Remettre en conformité des deux serrures dans les meilleurs délais.
## Surveillance De L'État De L'Installation
Les inspecteurs ont vérifié la surveillance de la sûreté de l'installation par les agents de la salle de commande en examinant les éléments qui leurs sont mis à disposition (consignes, gammes de contrôle, pupitres) et les documents qui sont renseignés périodiquement.
La note référencée D5330-12-0052 à l'indice 8 « DOCUMENT SUPPORT - PILOTER LES
INSTALLATIONS - ACTIVITE DE SURVEILLANCE EN SALLE DE COMMANDE » précise les « paramètres flash » qui doivent être contrôlés toutes les 20 minutes. Afin de faciliter cette surveillance, un écran est disponible pour les opérateurs, toutefois les paramètres affichés n'étaient pas cohérents avec la note précitée et certains manquaient dans l'état AN/RRA1 **: les températures du circuit RRA,**
les températures des thermocouples RIC et le niveau du générateur de vapeur requis. Cette incohérence n'était pas connue de l'opérateur.
Demande II.12 : Mettre en cohérence votre organisation et les moyens mis à disposition en salle de
## Commande Pour La Surveillance Des Paramètres Flash.
Les pupitres de la salle de commande permettent aux opérateurs d'avoir une signalisation visuelle de tous les équipements disponibles et indisponibles, ainsi que leur configuration. Cette signalisation repose notamment sur des macarons qui constituent non pas une aide mais bien une ligne de défense.
Les inspecteurs ont observé qu'un macaron « CONDAMNE » avait été posé sur le TPL de 1RRA012PO
alors que cette pompe était requise, et en réalité disponible. De manière plus globale, certains macarons prévus par la consigne de conduite normale appliquée manquaient et étaient confectionnés par les agents eux même.
Demande II.13 : Mettre à disposition les macarons nécessaires à la surveillance de la salle de commande. Veiller à ne pas poser des macarons qui pourraient induire en erreur les agents intéressés par l'évaluation de sûreté du réacteur.
Les inspecteurs ont examiné les gammes de contrôle servant à l'évaluation de sûreté et plus particulièrement celles concernant le « point d'arrêt statique » (PAS). Plusieurs points de contrôle sont apparus difficile à déterminer, voire indéterminés, notamment :
- **La détermination des voies requises des circuits RIS et EAS, selon leur mode de**
fonctionnement :
o **le PAS du quart de nuit du 6 avril 2022 indiquait que la voie A de EAS était disponible**
en recirculation et que la voie B de EAS était disponible en aspersion, sans respecter strictement les consignes de la gamme (certaines cases « départ électrique condamné » non cochées, surcharge pour permettre une aspersion « disponible sous 1 heure »
incohérente avec le rappel du PAS à la même page et avec les spécifications techniques d'exploitation (STE)) ;
o **le PAS du quart de matin suivant indiquait une inversion des voies ;**
o **toutefois ces configurations diffèrent notablement, selon le PAS, par la disponibilité à**
la manœuvre de la vanne d'aspiration de la bâche PTR ; cette disponibilité entraine par ailleurs des conséquences sur la disponibilité des voies du circuit RIS selon ses configurations qui pourraient être attendues cohérentes avec EAS (en injection ou en recirculation) ;
o **les échanges avec vos représentants ont révélé une certaine incompréhension du PAS**
sur ces points.
- **Le contrôle de la disponibilité du « secours mutuel RIS-EAS » demandé par le PAS, sans**
indication pratique pour le réaliser, n'est pas explicitement effectué à chaque quart sans justification. Les échanges avec vos représentants ont révélé une représentation erronée de cette fonction de sûreté.
- **Le contrôle de la disponibilité des 62 recombineurs passifs demandé par le PAS ne peut pas être**
effectué sans réaliser un contrôle terrain dédié dans le bâtiment réacteur, qui n'est pas effectué.
- **Le contrôle de la disponibilité de la vanne 1EDE023VA demandé par le PAS est rendu difficile**
par les indications ambiguës, voire contraires, sur le coffret mis à disposition des agents de quart.
Les inspecteurs considèrent que ce manque de caractère opératoire des gammes nuit finalement à la qualité de l'évaluation de la sûreté par l'équipe de quart. Demande II.14 : Analyser toutes les difficultés rencontrées par les équipes de quart pour renseigner les gammes de contrôle d'évaluation de sûreté des tranches et vérifier l'efficacité de ces gammes.
Mettre à disposition des gammes de contrôle suffisamment explicites en apportant les précisions ou les corrections nécessaires.
Pour ce qui concerne plus particulièrement la configuration « EAS en recirculation sur puisard » définie dans les STE, et requise sur une voie en AN-RRA, vérifier qu'une telle exigence est cohérente avec la condamnation administrative de type E ou de type P4 des deux lignes de refoulement sur puisard (vannes EAS019VB ou EAS020VB) et avec le PAS pour cet état. Les inspecteurs ont examiné la consigne de conduite normale AR1 en cours d'application. Ils ont remarqué que toutes les cases de la fiche OP n°9 n'ont pas été renseignées, et notamment que l'analyse et le contrôle de la concentration l'oxygène de 1RPE021BA et du réservoir de décharge du pressuriseur n'ont pas été réalisés alors qu'une intervention sur 1RCP271VP était programmée en début d'arrêt.
Demande II.15 : Veiller au respect strict du renseignement des consignes de conduite normale, y compris les fiches annexées et intégrer cette vérification dans les contrôles managériaux.
## Anomalies Observées Dans Les Locaux Électriques De La Tranche 1
Les inspecteurs ont relevé que la protection volumétrique devant les locaux électriques était défectueuse, a priori de longue date, sans qu'une signalétique de DT soit présente. Ils ont relevé par ailleurs que les cellules 1LLJ409JA (1ETY012VA), 1LLJ410JA (1ETY162VA) et 1LLj111JA (1RRI135VN)
ne permettaient pas de connaitre la position des organes. Vos représentants n'ont pas pu déterminer si les détecteurs de fins de course des vannes du circuit ETY étaient opérationnels. Demande II.16 : Caractériser les anomalies énumérées et les traiter dans les délais adaptés.
## Pilotage Du Plan D'Actions Correctives (Pac)
Les inspecteurs ont examiné la façon dont était piloté le programme d'actions correctives (PAC) du site et ont apprécié la manière dont ce pilotage est réalisé. 4047 constats ont été formalisés en 2021.
Le site a engagé un gros travail pour diminuer le nombre d'actions de priorité 1 en retard. Ce travail a porté ses fruits, puisque au jour de l'inspection il n'y avait plus qu'une dizaine d'actions P1 en retard de réalisation. Le pilotage en réunion hebdomadaire RMPACh reste focalisé sur les priorités 1, ce qui peut conduire, si les pilotes concernés ne sont pas suffisamment vigilants, à une perte de vue des priorités 2 et surtout 3.
A titre d'exemple, les inspecteurs ont relevé que l'action 31590, de responsabilité direction, n'avait pas été soldée alors qu'elle aurait dû l'être en 2018. Si le motif justifiant le dépassement du délai affecté à cette action était compréhensible au moment de sa rédaction (attente de développement du nouvel outil d'évaluation des prestataires), il ne l'était plus au moment de l'inspection (outil informatique aujourd'hui déployé) et traduit un déficit de suivi, par la direction dans le cas présent, des actions de priorité 3.
Un autre exemple relevé par les inspecteurs portait sur une action du service STE qui devait être réalisée en 2021 dans le cadre du plan de contrôle interne du CNPE (contrôler 5 analyses de risques quant à leur pertinence et leur bonne appropriation). Cette action n'a pas été réalisée. S'agissant d'une action déclinant de manière opérationnelle le plan de contrôle interne 2021, elle aurait dû être close fin 2021, ce qui n'a pas été fait. Mais elle n'a surtout pas fait l'objet d'un suivi particulier par le pilote du processus concerné (MP2). Après échange avec les inspecteurs, il s'avère que l'action a été abandonnée en lien avec le pilote du plan de contrôle interne, sans que cette décision soit tracée.
Demande II.17 : Balayer périodiquement les actions de priorité 3, particulièrement celles en retard d'échéance, pour s'assurer que le fond de l'action ne nécessite par un effort particulier pour la solder.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Présence De La Hiérarchie Sur Le Terrain - Visites Coachées
Les inspecteurs ont pris connaissance du parcours de formation des managers mis en place par le CNPE, dont la formation relative à la réalisation des visites terrain, mettant l'accent sur le feed-back vis-à-vis des agents. Des « visites coachées », réalisées en binôme, sont mises en place pour les managers plus aguerris. Observation III.1 : Il pourrait être intéressant de structurer davantage l'organisation relative à la réalisation des « visites coachées », de manière à ce qu'un maximum de managers concernés soient bénéficiaires de cette pratique.
## Pac - Exploitation Des Observations Orales Des Inspecteurs
Les inspecteurs de l'ASN formulent fréquemment, lors des inspections ou des visites sur site, des observations orales qui ne sont pas reprises en lettre de suite, ces observations ayant donné lieu à traitement immédiat de votre part et ne relevant pas d'un écart marquant à la réglementation.
Observation III.2 : Il pourrait être intéressant de tracer dans Caméléon les constats formulés oralement par les inspecteurs lors de leur présence sur le terrain et qui ne font pas l'objet d'une demande en lettre de suite (ces constats peuvent en effet être utiles dans le cadre d'une analyse des signaux faibles).
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'inspecteur en chef signé Christophe QUINTIN |
INSSN-CAE-2022-0203 | A Caen, le 13 juin 2022 Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel
# Bp 48
76 450 CANY-BARVILLE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Centrale nucléaire de Paluel, réacteur n°4, INB n°115. Inspection n° INSSN-CAE-2022-0203 des 7, 14 avril et 4 mai 2022.
Inspections de chantiers de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n°4.
## Références :
[1] **- Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] - Référentiel réglementaire référencé D455021007750 indice 0 du 18/12/2021 relatif à la maitrise des chantiers et des activités d'exploitation [4] - Note technique référencée D455035115712 indice 2 du 28/06/2016 relatif au guide de mise en œuvre du confinement des chantiers en zone contrôlée [5] Référentiel Managérial référencé D455021007751 indice 0 du 27/12/2021 relatif à la maitrise des chantiers et des activités d'exploitation
[6] **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.
[7] Règle nationales de maintenance - requalification décennale réglementaire - circuit secondaire principal - RNM - CSP - AM 450-02 indice 1. Référence D4550.32-08/8219 indice 1
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], des inspections de chantiers ont eu lieu les 7 et 14 avril 2022, ainsi que le 4 mai 2022 au cours de la visite partielle du réacteur n°4 du CNPE 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.
## Synthese De L'Inspection
Les inspections en objet concernaient les inspections de chantiers au cours de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n°4 dénommé 4P2622. Les inspecteurs ont notamment examiné le respect des conditions radiologiques d'intervention ainsi que la qualité de préparation et de réalisation des interventions de maintenance de plusieurs chantiers situés dans le bâtiment réacteur (BR), le bâtiment des auxiliaires de sauvegarde (BAS) et les bâtiment électrique (BL). Ils ont également contrôlé les chantiers de maintenance et de modification des installations présentes en station de pompage (SDP)
ainsi que sur les groupes électrogènes de secours (diesels LHQ et LHP). Ils ont également vérifié le respect des mesures compensatoires mises en place dans le cadre de demandes de modification temporaire des spécifications techniques d'exploitation. Certains chantiers de modification de l'installation ont également fait l'objet d'un examen lors de leur mise en œuvre.
Les inspecteurs se sont également intéressés au traitement des écarts de conformité devant être réalisé sur l'arrêt. Ils ont aussi examiné par sondage les constats ouverts au cours de l'arrêt et examiné les caractérisations et traitements décidés. Par ailleurs, les inspecteurs ont contrôlé la préparation des épreuves hydrauliques secondaires réalisées sur cet arrêt. Ils ont notamment contrôlé la bonne réalisation des contrôles des essais non destructifs
(END) réalisés dans le cadre de la visite complète des circuits secondaires, de leurs interprétations et des justifications de maintien en l'état ou de réparation décidées.
Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs considèrent que l'organisation et la réalisation des chantiers de maintenance et de modification est apparue globalement satisfaisante. Ils ont jugé positivement les compétences des intervenants rencontrés, et ont noté la bonne préparation et tenue des chantiers contrôlés. Toutefois, les inspecteurs ont également noté de nombreux écarts relatifs à la prévention contre les agressions d'équipements importants pour la protection des intérêts protégés, notamment face au risque d'inondation interne dans des locaux électriques. Ils relèvent un manque de rigueur dans la traçabilité des activités importantes pour la protection des intérêts protégés et des écarts en termes de radioprotection, notamment concernant le confinement des chantiers. Des anomalies ont également été relevées sur la mise en place des parades de radioprotection définies dans les analyses d'optimisations de l'exposition aux rayonnements ionisants des exécutants. Enfin, les inspecteurs ont identifié que la qualité et la complétude des dossiers transmis en préalable des épreuves hydrauliques secondaires n'étaient pas à l'attendu.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement Prévention Du Risque D'Agression Des Équipements Importants Pour La Protection Des Intérêts Protégés (Eip) Par Inondation Interne.
Lors de la visite du bâtiment électrique, les inspecteurs ont remarqué que les siphons de sol du local 4LB0732 étaient indisponibles puisqu'ils étaient tous équipés d'un capot métallique, faisant office de réhausse, avec un système de collecte par tuyaux. D'après vos représentants, ces capots qui sont installés de manière pérenne puisqu'ils sont jointés au sol, permettent la collecte d'éventuelles remontées d'eau issues des étages supérieurs. Ils ont également précisé que ce dispositif était mis en œuvre en attendant le remplacement d'une portion obturée d'une canalisation prévu d'ici le 31 décembre 2023.
Les inspecteurs constatent que ce dispositif rend les siphons inopérants face à une éventuelle inondation du local, alors que ce dernier contient des tableaux électriques et onduleurs. La mise en œuvre de ce dispositif peut donc engendrer un risque d'agression par inondation interne.
Vos représentants ont justifié l'absence de risque d'inondation interne par un calcul qui se base sur une note d'étude traitant du risque d'inondation interne dans le bâtiment électrique, en concluant que les conducteurs présents dans les armoires sont suffisamment haut par rapport au niveau d'eau pouvant être atteint dans le local sur une période de 24h (période entre deux rondes). Cependant, cette démonstration est contradictoire avec cette même note qui exclut le risque d'inondation interne en précisant que : « Il n'y a pas de risque d'étalement dans le local LB0732 car l'eau est reprise par les siphons de sol de ce local. ».
Les inspecteurs jugent cette justification incomplète puisqu'elle ne traite pas le cas où les remontées d'eau des siphons de sols ne seraient pas contenues et vidangées par le système d'évacuation mis en place.
Ainsi, les inspecteurs estiment que les éléments transmis ne permettent pas d'exclure le risque d'inondation interne, et donc, que le délai de remédiation n'est pas compatible avec la présence d'EIP dans le local. Par ailleurs, le risque électrique pour les travailleurs ne peut être également exclu.
Demande I.1 : Justifier sous 15 jours de la maitrise du risque d'agression interne par inondation dans le local 4LB0732 compte tenu de la mise en œuvre d'un dispositif de type rehausse sur les siphons de sols, et présenter un programme plus ambitieux de remédiation de la canalisation obturée. A défaut de transmission de justifications probantes, compte-tenu des enjeux sûreté et sécurité du local, proposer sous un mois des mesures compensatoires ou une alternative au dispositif mis en œuvre.
## Ii. Autres Demandes Confinement Dynamique Indirect Des Chantiers
Conformément aux dispositions cumulées du code de la santé publique (Article L1333-2) et du code du travail (Articles R. 4451-5, R.4451-18, R.4451-19 et R4451-20), votre référentiel réglementaire en référence [3] définit la règle n°02 : « Réaliser une analyse d'optimisation des activités sur les CPP/CSP selon leurs niveaux d'enjeux radiologiques ».
Les inspecteurs ont examiné des analyses d'optimisation de chantiers classés à enjeu radiologique significatif dont notamment les chantiers suivants :
- **chantier de maintenance du système RIC**1
- **chantier de maintenance des équipements présent dans le local 4RB0605** - **chantier de remplacement des robinets 4REN271/273/291/293VP et 4RCV130VP (modification**
PNPP2594A)
Les analyses d'optimisation de ces chantiers prévoyaient, entre autres, la mise en place d'un confinement dynamique indirect afin d'éviter la dispersion de contamination. Les inspecteurs ont noté que les sas des chantiers cités ci-dessus n'étaient pas conformes à votre note technique en référence [4]
qui précise les règles de conception des sas pour le confinement des chantiers.
Celle-ci indique notamment que : « *Pour assurer l'efficacité d'un confinement dynamique ou statodynamique, il est nécessaire que la vitesse d'air soit au minimum de 0,5 m/s* **», «** L'aspiration de l'air doit se faire par le côté opposé à son entrée dans le SAS et au plus près de la source de contamination. **», «** *L'intervenant* ne doit pas se trouver entre la source de contamination et le point d'aspiration**. »**
Les inspecteurs ont ainsi relevé, sur le chantier de maintenance du système RIC, que la porte d'accès au local était laissée ouverte pour permettre le passage de la gaine du déprimogène sans qu'aucune disposition ne soient prise pour fermer l'accès au local. La gaine du déprimogène n'étant pas assez longue, l'aspiration était ainsi mal positionnée par rapport au chantier et à l'accès du local. Aussi, des dispositions complémentaires visant à prévenir la dispersion de contamination prévues et définies dans l'analyse d'optimisation du chantier n'étaient pas mise en œuvre sur le chantier.
Concernant le confinement dynamique indirect des chantiers du local 4RB0605, la conception du sas, disposant de larges sections ouvertes en partie haute, et la localisation du déprimogène en entrée de sas, ne permettaient pas d'obtenir une vitesse d'air minimum de 0,5 m/s par rapport aux chantiers.
Enfin concernant le chantier de remplacement des robinets 4REN271/273/291/293VP et 4RCV130VP,
la partie latérale du sas était composée de panneaux de protections biologiques ne lui apportant aucun caractère étanche. De plus ces panneaux n'étaient pas fixes et les intervenants présents sur le chantier les déplaçaient pour entrer sur le chantier.
Demande II.1 : Revoir le confinement dynamique indirect de vos chantiers à enjeu radiologique significatif ou fort en veillant à respecter les règles de conception des sas et des sources d'aspiration des déprimogènes.
Les inspecteurs ont également noté que sur le chantier de maintenance des vannes 4RCP212VP et 4RCP202VP, un seul déprimogène était présent pour couvrir les deux chantiers. Vos représentants ont indiqué, postérieurement à l'inspection, qu'un seul déprimogène était présent pour les deux chantiers car un obturateur était disposé sur la vanne 4RCP202VP lorsque la vanne 4RCP212VP était ouverte et inversement. Les intervenants, interrogés lors de l'inspection par les inspecteurs, avaient quant à eux indiqué que les deux organes avaient été ouverts simultanément. De plus, ils avaient évoqués le fait que les travaux sur la vanne 4RCP212VP sont réalisés sous couvert de la mise en service de la machine de mise en dépression du circuit primaire (MEDCP). Ce chantier n'était pourtant pas prévu pour être couvert par la MEDCP et, de plus, les intervenants ne s'étaient pas identifiés sur le cahier prévu à cet effet auprès du surveillant MEDCP. Demande II.2 : Clarifier auprès des intervenants les moyens à mettre en œuvre pour le confinement dynamique des chantiers. Prévoir les moyens de confinement dynamiques indirects en adéquation avec les besoins des chantiers. Surveillance des activités importantes pour la protection des intérêts protégés (AIP)
L'article 2.2.2 de l'arrêté en référence [2] dispose que : « *L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs* une surveillance lui permettant de s'assurer :
- *qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application* de l'article 2.3.2 ;
- que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ;
- *qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1.* »
Les inspecteurs ont noté la présence d'un chargé de surveillance sur le chantier de maintenance du système RIC. Les inspecteurs l'ont interrogé sur les actions de surveillance dont il était en charge.
Celui-ci a confirmé qu'il réalisait, entre autres, des actions de surveillance sur la radioprotection et plus précisément sur la prise en compte des parades définies dans l'analyse de risque du chantier.
Malgré les nombreux constats effectués par les inspecteurs concernant les parades de radioprotection manquantes (voir Demande II.1)**, aucun manquement n'avait été identifié par le chargé de surveillance**
présent sur le chantier du système RIC. Demande II.3 : Renforcer les actions de surveillance concernant le domaine radioprotection.
Demande II.4 : S'assurer que les agents en charge de la surveillance des prestataires disposent des compétences adéquates.
## Application Des Parades Définies Dans Les Analyses D'Optimisation De Radioprotection
Le paragraphe 4.1 de votre référentiel managérial en référence [5] prévoit que : « les intervenants appliquent les actions de radioprotection définies dans l'analyse d'optimisation du Régime de Travail Radiologique (RTR), »
Les inspecteurs ont examiné les régimes de travail radioprotection (RTR) utilisés par les intervenants présents sur le chantier de la modification dénommé PNPP2446 dans le local RB1005. Ils ont noté que ce RTR de niveau 3 (niveau d'enjeu radiologique fort) était prévu pour des chantiers réalisés en zone orange et prévoyait ainsi des parades adaptées à cette exposition et aux risques associés. Les intervenants n'avaient pas appliqué toutes les parades définies dans ce RTR car ils ne les jugeaient pas utiles compte-tenu que le chantier ne se trouvait pas en zone orange.
Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs que les chantiers de la modification PNPP2446 avaient été découpés en deux lots et qu'il avait été décidé, lors du passage en comité ALARA2**, d'éditer**
seulement deux RTR, un RTR zone orange pour le premier lot comprenant les chantiers dans le bâtiment réacteur (BR) et un autre pour les chantiers hors BR. Ainsi, les chantiers présents dans le BR mais hors zone orange sont couvert par ce même RTR. Les inspecteurs ont indiqué qu'utiliser des RTR
zone orange pour des chantiers ne se trouvant pas dans ces zones revenait à ne pas disposer des bonnes parades en termes de radioprotection. De plus, cela conduit les intervenants à ne pas appliquer les parades prévues dans le RTR puisque celui-ci est inadapté.
Demande II.5 : Effectuer et utiliser des analyses d'optimisation de radioprotection adaptées aux enjeux de chaque chantier. Demande II.6 : Appliquer les parades définies dans le RTR utilisé pour le chantier. Prévention des agressions des équipements importants pour la protection des intérêts protégés (EIP).
Lors de la visite du chantier de maintenance de la vanne 4CFI004VE, présente au fond du puits SEC, les inspecteurs ont noté que l'analyse de risque du chantier prévoyait une parade « sûreté » pour éliminer le risque de noyage des puits SEC et des EIP s'y trouvant. Ainsi, avant le début du chantier et l'ouverture du circuit SEC, les intervenants devaient s'assurer de la vidange du circuit en manœuvrant la vanne de purge 4CFI412VE. Les inspecteurs ont interrogé les intervenants en charge du chantier sur la localisation de cette vanne de purge. Ceux-ci ne connaissaient pas sa localisation et ont admis ne pas avoir mis en œuvre la parade définie dans leur analyse de risque. Ils ont indiqué que cela n'était pas nécessaire puisque le circuit avait été consigné. A la lecture du régime de consignation, les inspecteurs ont relevé qu'aucun contrôle d'absence d'eau n'avait été réalisé lors de la pose du régime. De plus, celuici indiquait clairement le report de cette vérification sur le chargé de travaux.
Demande II.7 : Mettre en œuvre les parades définies dans les analyses de risque des chantiers.
Demande II.8 : Intégrer la phase de vérification d'absence de risque dans le processus de consignation.
Lors de la visite des installations au sein du bâtiment réacteur, les inspecteurs ont également relevé que plusieurs caisses non-freinées étaient disposées à proximité immédiate de matériels classés en tant qu'équipements importants pour la protection (EIP) notamment près des recombineurs 4ETY042043RV.
Demande II.9 : Engager des actions de sensibilisation auprès des intervenants (EDF et prestataires extérieurs) sur les modalités de stockage de matériels présentant un risque d'agression (séisme–
évènement) d'EIP.
Interaction entre la ligne d'évent des séparateurs ASG et son support (écart de conformité n°556)
Le traitement de l'écart de conformité n°556, concernant la tenue thermomécanique de la ligne d'évent des séparateurs ASG, devait être traité en deux temps. Dans un premier temps, lors de l'arrêt précédent, les colliers de supportage bloquant la ligne d'évent ont été retirés afin de lui donner des degrés de liberté. En complément, des contrôles par ressuage ont été réalisés sur les zones sensibles de la tuyauterie après le retrait du collier afin de garantir l'absence de dégradation de la ligne.
Ensuite dans le cadre de cet arrêt, un nouveau collier non bloquant doit être posé afin de consolider la tuyauterie de la ligne d'évent en cas de manœuvre de son robinet. Les inspecteurs ont pu vérifier que la ligne d'évent était bien libérée des colliers initiaux mais ils ont également noté que la ligne d'évent du séparateur 4ASG252ZE était en contact avec son support, créant une interaction et un risque de dégradation par frottement. Vos représentants ont indiqué que cette interaction serait résorbée avec la pose des nouveaux colliers réalisés sur cet arrêt.
Demande II.10 : S'assurer de l'absence de dégradation de la ligne due à l'interaction entre la ligne et le support durant le cycle précédent.
## Lignes Mises Sous Contraintes Dans Le Local Rri/Sec3
Lors de la visite des locaux contenant les échangeurs RRI/SEC, les inspecteurs ont examiné les opérations de maintenance sur les tronçons SEC. Les tuyauteries SEC étaient pour certaines déposées afin de faire l'objet d'une réfection de leur revêtement interne revêtu en néoprène. D'après vos représentants, pour extraire des tronçons SEC, il a été nécessaire de déconnecter du tronçon principal certaines lignes de plus faible diamètre, de les soulever (avec des élingues), voire les déformer. Les inspecteurs n'ont pas été en mesure de connaitre le requis de ces lignes durant l'inspection.
Demande II.11 : Préciser le requis des lignes de faible diamètre connectées aux tronçons de tuyauterie SEC démontées et justifier que l'utilisation d'élingue n'engendre pas une déformation des lignes remettant en cause leurs caractéristiques mécaniques.
## Corrosion Des Lignes Du Système De Refroidissement Du Groupe Électrogène De Secours Lhq
Lors de la visite du diesel de secours dénommé LHQ, les inspecteurs ont relevé des traces de corrosion sur les petites lignes reliant le circuit d'eau de refroidissement du groupe à son vase d'expansion. Vos représentants ont indiqué que ces traces avaient été identifiées par le prestataire en charge de la maintenance du groupe et avaient fait l'objet de fiches de constats. Ces fiches de constat étaient en cours de caractérisation.
Demande II.12 : Caractériser les constats relevés et justifier la tenue des lignes composant le système de refroidissement du groupe LHQ. Préciser les travaux de remise en état réalisés sur ces lignes et leur échéance de réalisation.
## Documentation Et Traçabilité De La Réalisation Des Aip
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. »
Les inspecteurs ont examiné les documents utilisés par les intervenants pour réaliser la dépose du dispositif et moyen provisoire (DMP) mis en place sur la pompe 4ASG031PO pour réaliser sa conservation en ambiance humide. Ce DMP nécessitait le démontage d'une bride en amont de la pompe afin de poser un obturateur. Les intervenants avaient à leur disposition un ordre de travail et une fiche canebière précisant les couples de serrage associés au remontage de la bride. Les inspecteurs ont noté l'absence de gamme opératoire. Bien que l'intervention semble assez simple, un mode opératoire doit être mis en œuvre pour assurer le bon remontage de la bride.
Demande II.13 : Mettre une gamme opératoire à disposition des opérateurs pour s'assurer de la bonne réalisation de la pose et dépose du DMP relatif à la conservation humide de la pompe 4ASG031PO.
Les inspecteurs ont également relevé que la conservation en ambiance humide de la pompe devait faire l'objet d'une surveillance le matin et le soir afin de s'assurer que le niveau d'eau présent dans le corps de la pompe était adéquat. Cette consigne était présente dans l'ordre de travail associé à la pose et dépose du DMP.
Cette surveillance n'a fait l'objet d'aucune traçabilité. De plus, les intervenants interrogés ont indiqué ne pas effectuer la surveillance deux fois par jour comme indiqué dans la consigne, jugeant cela non nécessaire et pas en adéquation avec le retour d'expérience d'une telle opération.
Demande II.14 : Justifier que les opérations de surveillance pratiquées sur la pompe 4ASG031PO permettent de s'assurer que la pompe est bien maintenue dans des conditions de conservation en ambiance humide.
Demande II.15 : Réaliser les actions de surveillance dans le respect des consignes. Demande II.16 : Assurer la traçabilité des opérations de surveillance.
Les inspecteurs ont noté que certains intervenants, dont le contrôleur technique et le surveillant, réalisant la maintenance sur la vanne 4RCP212VP ne s'étaient pas identifiés sur le dossier de suivi d'intervention.
Vos représentants ont indiqué que le surveillant n'était pas considéré comme intervenant et en conséquence n'avait pas à s'inscrire dans le cartouche car celui-ci s'identifiait déjà sur chacun des points de d'arrêt ou de convocation. Cependant, le contrôleur technique aurait dû s'inscrire en première page du document même s'il signe chaque phase faisant l'objet d'un contrôle technique.
Demande II.17 : Assurer la traçabilité des contrôles techniques réalisés sur les AIP en veillant à la bonne identification des intervenants sur les dossiers de suivi d'intervention.
Ecarts ponctuels Fuite sur la vanne 4JPV004VE :
Les inspecteurs ont relevé une légère fuite au niveau de la vanne 4JPV004VE. Vos représentants ont indiqué qu'un suintement avait été détecté le 23 septembre 2021 au niveau du bouchon d'axe, et qu'une demande de travaux avait été émise pour effectuer une visite de la vanne lors de l'arrêt 4P2622.
Demande II.18 : Réaliser les travaux permettant de traiter la fuite au niveau de la vanne 4JPV004VE.
## Connectique 4Rcp243Vp Non Protégée :
Les inspecteurs ont noté que la connectique de la vanne 4RCP243VP classée K14**, était déconnectée et**
non protégée. Celle-ci était recouverte d'un gant vinyle. Vos représentants ont indiqué qu'aucun dispositif de protection n'était prévu pour protéger ces connectiques et que l'électro-aimant associé à cette connectique devait de toute manière être remplacé sur l'arrêt.
Demande II.19 : Prévoir un dispositif de protection pour protéger la connectique de la vanne 4RCP243VP lorsque celle-ci est déconnectée. Freinage de la liaison boulonnée du supportage des armoires de commande des soupapes SEBIM du circuit primaire :
Les inspecteurs ont noté que plusieurs liaisons boulonnées sur les supports des armoires SEBIM du circuit primaire n'étaient pas correctement freinées. L'armoire 4RCP072AR disposait de plaquettes arrêtoirs qui n'étaient pas au contact de la boulonnerie.
Demande II.20 : Freiner correctement les liaisons nécessitant un dispositif de freinage sur les armoires de commande des soupapes SEBIM du circuit primaire.
## Conformité Des Plans À L'Installation
Lors de la réalisation de l'épreuve hydraulique secondaire des boucles 1 et 3, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les diaphragmes 4ASG151DI et 4ASG153DI, bien que présents sur les schémas de la bulle d'épreuve, ne faisaient pas l'objet d'une vérification d'absence de fuite à la pression de service avant épreuve. Après vérification sur l'installation et dé-calorifugeage des lignes concernées, vos représentants ont indiqué que ces équipements n'étaient pas présents sur l'installation.
Demande II.21 : Mettre en conformité les plans de l'installation en supprimant la présence des diaphragmes 4ASG151DI et 4ASG153DI.
Qualité et complétude des dossiers fournis au préalable des épreuves hydrauliques des circuits secondaires principaux (EH CSP)
L'article 15 de l'arrêté en référence [6] dispose que : « L'exploitant dresse de cette visite complète un compte rendu détaillé mentionnant les procédés utilisés, les constatations faites et en particulier les défauts relevés et les mesures prises suite à celles-ci **».**
Votre règle nationale de maintenance en référence [7] précise au paragraphe 6.4.1. (Prescription P26) les documents devant être fourni au préalable des EH CSP : « - Les résultats des contrôles d'intervention notable ;
- Les résultats des activités END de la boucle x sur l'arrêt n ;
- Les résultats des programmes d'examens non destructifs (END) du faisceau tubulaire des GV ; - Les résultats des activités de la robinetterie de la boucle x sur l'arrêt n. . »
De plus, dans ce même paragraphe, est précisé que : « Toute la documentation présentée à l'inspecteur de la Division locale de l'ASN ou son représentant et relative à la requalification du CSP, est écrite et mise à jour sous Assurance Qualité »
Les inspecteurs ont examiné les documents, fournis au préalable des EH CSP, mentionnés cidessus. Ils ont pu relever des incomplétudes, des incohérences ainsi que de références erronées dans les documents transmis. Par exemple, les notes de synthèse fournies pour les résultats des activités d'examen non destructifs (END) des boucles 1 et 3, ne traitaient pas des contrôles des soudures et congés de raccordement de la plaque tubulaire sur la virole secondaire du générateur de vapeur. Ces mêmes notes faisaient référence à des dossiers de traitement d'écart n'existant pas
(référence erronées). De plus, les résultats des programmes d'END du faisceau tubulaire des générateurs de vapeur ont été fournis sous un format de document n'étant pas sous assurance qualité.
Demande II.22 : Apporter plus de rigueur dans l'élaboration des documents composant le dossier préalable aux épreuves hydrauliques des circuits secondaires principaux, et les transmettre sous assurance qualité.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Observations Iii.1 : Entreposage De Matériels Non Identifiés Dans Le Bâtiment Réacteur.
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont relevé que des sacs étaient entreposés dans le local 4RC0807 au sein du bâtiment réacteur sans pourvoir identifier leur appartenance à un chantier.
Ceux-ci n'étaient pas identifiés et aucun balisage n'était présent sur la zone. Les inspecteurs ont suspecté un entreposage « sauvage » de déchets. Vos représentants ont clarifié, postérieurement à l'inspection, qu'il s'agissait d'un entreposage inadéquat de calorifuges.
Les inspecteurs ont également relevé qu'un bidon ouvert avec présence de fluide non identifié était entreposé dans le bâtiment réacteur au niveau du plancher piscine sans aucune identification. Vos représentants ont indiqué, postérieurement à l'inspection que ce bidon contenait du décontaminant et qu'il avait fait l'objet d'une évacuation et d'un traitement.
## Observations Iii.2 : Ambiance Radiologique Élevée Dans Une Zone De Passage
Lors de la visite du bâtiment réacteur, les inspecteurs ont relevé qu'un entreposage de matériel fortement irradiant était présent à proximité du chantier de remplacement des robinets 4REN271/273/291/293VP et 4RCV130VP. Ce matériel était entreposé à proximité d'une zone à fort passage et il présentait des points chauds de près d'un mSv.h-1**. Les inspecteurs ont expliqué à vos**
représentants que cet entreposage était contraire au principe élémentaire de la radioprotection et notamment la démarche ALARA. Il est attendu que du matériel fortement irradiant ne soit pas entreposé à proximité d'une zone à fort passage ou bien que celui-ci fasse l'objet de mesure de protection pour limiter l'ambiance radiologique dans les zones de circulation du personnel.
## Observations Iii.3 : Connectique De Sonde Déconnectée Non Protégée
Lors de la visite des locaux contenant les échangeurs RRI/SEC voie A, les inspecteurs ont relevé la présence de câbles électriques déconnectés et non protégés. Ils se sont interrogés sur la présence ou non de tension, et sur la protection de ces câbles vis-à-vis de leur intégrité. Vos représentants ont indiqué qu'il s'agissait de la connectique de la sonde 4SEC922YT qui était déposée pour étalonnage. Cette sonde est un capteur de température nécessaire pour la réalisation d'essais. Suite à l'inspection, vos représentants ont indiqué que la connectique avait été rangée et protégée.
## Observations Iii.4 : Capteur De Niveau 4Rcp157Sn Cassé
Les inspecteurs ont noté que la lecture visuelle du niveau sur le capteur 4RCP157SN était impossible puisque le tube en verre était cassé. Vos représentants ont indiqué que le tube cassé empêchait simplement la lecture mais que celui-ci restait pour autant disponible pour l'élaboration des alarmes. De plus, une réparation est prévue lors de la prochaine visite partielle.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de **division**
Signé par Gaëtan LAFFORGUE-MARMET |
INSSN-MRS-2022-0593 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-037731 Monsieur le directeur du CEA CADARACHE 13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE
Marseille, le 19 septembre 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Lettre de suite de l'inspection du 13 avril 2022 sur le thème « confinement statique et dynamique » au Parc d'entreposage (INB 56)
N° dossier: Inspection noINSSN-MRS-2022-0593 Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [INB]
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] DG/CEACAD/CSN DO 2022-266 du 19/04/2022 - Déclaration d'événemnent significatif ESINB-MRS62022-0342 Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 13 avril 2022 dans Parc d'entreposage (INB 56) sur le thème « confinement statique et dynamique ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent, rédigés selon le nouveau formalisme adopté par l'ASN pour renforcer son approche graduée du contrôle.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de l'installation Parc d'entreposage (INB 56) du 13 avril 2022 portait sur le thème « confinement statique et dynamique ».
Les inspecteurs ont examiné des procès-verbaux de contrôles et essais périodiques relatifs au confinement de l'installation. Les derniers PV de contrôle de l'état des puisards des tranchées ainsi que des mesures de débits, d'efficacités et de colmatages des filtres de la ventilation de l'installation ont ainsi pu être examinés par sondage. Les procédures associées à ces contrôles ont également été demandées.
Les inspecteurs se sont également intéressés au traitement des écarts ainsi qu'à la réalisation des actions issues du réexamen périodique portant sur le thème de l'inspection. Le mode opératoire de dépose de la bâche de confinement de la tranchée T2 a été examiné. Ils ont effectué une visite de zone des hangars et du système de ventilation associé. Ils ont également visité la zone des tranchées afin de constater les travaux réalisés au niveau du confinement de la tranchée T2. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les modifications de l'installation qui impactent le confinement sont gérées de manière globalement satisfaisante.
Le mode opératoire de dépose de la bâche de confinement de la tranchée T2 apparait bien réalisé et les modifications associées sont convenablement tracées. Le plan d'action associé au réexamen périodique est convenablement suivi. Des compléments sont cependant attendus concernant la gestion et le traitement des écarts remontés par les intervenants extérieurs qui réalisent les contrôles périodiques associés au maintien du confinement dynamique de l'installation.
## I. Demandes À Traiter Prioritairement
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. Autres Demandes Confinement Dynamique Du Bâtiment 394
Les inspecteurs se sont intéressés aux deux derniers contrôles de débit du réseau de ventilation du bâtiment 394 réalisés par un intervenant extérieur (IE) le 15 avril 2021 et le 21 octobre 2021. Le premier fait état d'une valeur de débit hors tolérance, identifie cette mesure comme non pertinente et propose, par l'ouverture d'une fiche d'information rapide (FIR) à destination de l'exploitant, de mettre à jour la gamme de contrôle associée. Le contrôle est considéré comme conforme. Malgré cette recommandation, le contrôle suivant est réalisé avec la même gamme. L'IE qui réalise ce contrôle constate également des valeurs hors tolérances. Il préconise de procéder aux réglages du réseau de ventilation par le biais d'une autre FIR. Ce contrôle est également classé conforme. L'exploitant n'a pas été en mesure de présenter les actions mises en place à la suite de l'ouverture de ces deux FIR. Je vous rappelle que, conformément à l'article 2.5.2 de l'arrêté [2], votre organisation doit permettre d'évaluer l'adéquation et l'efficacité des contrôles réalisés sur l'installation. Je vous rappelle également que chaque écart remonté lors d'un contrôle par un IE sur une activité importante pour la protection
(AIP) doit faire l'objet d'un examen conformément articles 2.6.1 et 2.6.2 de l'arrêté [2]. Demande II.1. : Analyser les FIR ouvertes dans le cadre des deux derniers contrôles de débits.
Conclure sur la conformité du confinement dynamique.
## Confinement Dynamique Des Hangars H3 Et H4
Les hangars H3 et H4 sont équipés d'un système de ventilation qui permet d'assurer un sens d'écoulement de l'air de l'extérieur vers l'intérieur du bâtiment. Le référentiel de l'installation impose que cette ventilation soit en fonctionnement durant les opérations d'exploitation sur les colis et prévoit des contrôles périodiques de débit. Elle impose également un débit minimal de 10 000 m3/h en fonctionnement normal. Les inspecteurs se sont intéressés aux deux derniers contrôles de débit de ce réseau de ventilation réalisés le 9 juillet 2020 et le 26 juillet 2021. La fiche de relevés (FDR) 1213 utilisée lors des opérations de contrôle n'indique pas la plage de mesures acceptable pour chacune des mesures à réaliser. L'intervenant extérieur en charge de la réalisation de ces contrôles ne peut donc pas statuer sur leur conformité. Les deux contrôles consultés lors de l'inspection font état en commentaire de ce manque d'information sur la FDR et renvoient à une action de l'installation. Cette action, bien qu'identifiée dans le plan d'action de l'installation, n'avait pas été réalisée à la date de l'inspection. Je vous rappelle que, conformément à l'article 2.6.3 de l'arrêté [2], le traitement des écarts doit être effectué dans un délai adapté aux enjeux. Malgré ce manque d'information au niveau de la FDR, les valeurs de débit de la ventilation relevées lors de ces deux contrôles étaient conformes aux valeurs imposées par le référentiel de l'installation.
Demande II.2. : Transmettre la FDR 1213 associée **aux contrôles des débits de la ventilation des**
hangars mise à jour.
III. CONSTATS OU OBSERVATIONS N'APPELANT PAS DE RÉPONSE **À L'ASN**
## Radioprotection
Constat d'écart III.1 : Lors de la visite de l'installation, les inspecteurs ont constaté un dépassement de la date la périodicité des contrôles des dosimètres opérationnels utilisés sur l'installation. Ce point a fait l'objet d'une déclaration d'évènement significatif par l'exploitant [3] à la suite de l'inspection.
* *
Vous voudrez bien me faire part, sous trois mois et selon les modalités d'envois figurant ci**-dessous**, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier. Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive (zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/. Le lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-BDX-2022-0004 | Référence courrier : CODEP-BDX-2022-018934 **Monsieur le directeur du CNPE du Blayais**
BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE
**Bordeaux, le 26 avril 2022** Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
CNPE du Blayais : **Inspection relative à l'état des lieux des écarts de conformité et de la planification de leur**
traitement avant la quatrième visite décennale du réacteur 1. N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : **Inspection n° INSSN-BDX-2022-0004** 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] **Demande particulière DP 354 indice 1 du 9 septembre 2021 relative au contrôle et à la**
remise en état des fixations par embases adhésives des torons de portes des équipements électriques K3 ; [4] **Demande particulière DP 331 indice 4 du 21 octobre 2020 relative au freinage de la visserie** des matériels qualifiés aux conditions accidentelles (MQCA) - partie sondage.
## 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 6 avril 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais sur le thème « Etat des lieux des écarts de conformité et de la planification de leur traitement avant la quatrième visite décennale du réacteur 1 ».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
Dans le cadre du suivi des quatrièmes visites décennales des réacteurs du palier 900 MW, l'ASN a défini un plan de contrôle établi sur la base des deux objectifs du réexamen périodique défini à l'article L. 593-18 du code de l'environnement [1], c'est-à-dire la vérification de la conformité des installations au référentiel de sûreté et la réévaluation de sûreté. Ce plan concerne notamment les actions (travaux et actions de vérification) menées par EDF avant la quatrième visite décennale lorsque le réacteur est en fonctionnement ainsi que celles réalisées pendant l'arrêt du réacteur pour sa visite décennale.
L'inspection du 6 avril 2022 entre dans le cadre du plan de contrôle précité et a porté sur le contrôle par sondage du traitement des écarts de conformité affectant le réacteur 1 du CNPE du Blayais, dont la quatrième visite décennale débutera en juin 2022. Une première partie de l'inspection a traité de l'organisation mise en place pour le traitement des écarts au cours de la prochaine visite décennale.
La suite de l'inspection a consisté en l'analyse par sondage du traitement de certains écarts de conformité par échanges avec les métiers concernés et par un examen documentaire. Enfin, les inspecteurs ont contrôlé les installations concernées d'une part par l'écart de conformité EC 484, affectant le freinage de visseries des pompes du système de contrôle volumétrique et chimique du circuit primaire (RCV) situées dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), et d'autre part par l'EC 591 concernant la tenue au séisme des contre-brides de canalisations des tambours filtrant (CFI) dans les locaux de la source froide. A l'issue de leurs contrôles, les inspecteurs ont estimé satisfaisant le pilotage général par le site du traitement des écarts de conformité. Ils ont relevé en particulier la mise en place de fichiers de suivi pour les réacteurs lors de leurs arrêts pour maintenance et rechargement en combustible faisant notamment un état des lieux de la résorption des écarts de conformité lors de la divergence de ces réacteurs, et un fichier de suivi global de ces écarts couvrant également les phases réacteurs en exploitation et accessible aux Ingénieurs Sûreté. Ces fichiers sont par ailleurs utilisés pour l'évaluation du cumul des écarts y compris en phase d'exploitation. Toutefois, les inspecteurs ont mis en évidence la nécessité de réaliser des vérifications en vue de garantir la pérennité de la qualification de certains équipements (torons de câblages d'armoires électriques, siphons de sol, sorbonnes du circuit d'échantillonnages nucléaires). Par ailleurs différents compléments d'information sont attendus en particulier en ce qui concerne le freinage de visseries des pompes RCV et l'entretien des contre-brides des canalisations CFI. Enfin, les inspecteurs ont attiré votre attention sur des points de vigilance en vue de respecter les délais de traitement de certains écarts de conformité (mise en conformité vis-à-vis du risque en présence d'une atmosphère explosive ATEX et ancrages des supportages).
## A. Demandes D'Actions Correctives
Défaut de fixation de torons de câblages - Ecart de conformité EC 499 Le II de l'article 2.5.1 de l'arrêté [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. 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 échanges avec vos services concernant l'écart de conformité EC 499, établi à la suite de constats de défauts de fixation de torons de câblage des voyants des portes d'armoires électriques de sous-tranche, les inspecteurs ont relevé que les réparations effectuées ou prévues le cas échéant sur le CNPE du Blayais seraient réalisées par collage, tel qu'à l'origine, dans l'attente de la mise en place d'une solution pérenne (fixation par visserie avec perçage des portes).
De plus, vous avez précisé que ce type de réparation par collage nécessitait pour le CNPE du Blayais des interventions de maintenance tous les six cycles de fonctionnement des réacteurs, en application des dispositions de la demande particulière [3]. Par contre, vos services n'ont pas été en mesure de confirmer que ces interventions, et en particulier leur périodicité, avaient été prises en compte dans vos programmes locaux de maintenance préventive (PLMP). De plus il n'a pas pu être précisé d'échéance pour la mise en place de la solution pérenne, ce qui permettrait de vous affranchir des opérations de maintenance périodiques.
A.1 : L'ASN vous demande de vous assurer que les interventions périodiques de maintenance permettant de garantir la pérennité de la qualification de la tenue des torons de câblage des armoires électriques de sous tranche, sont prévues par vos PLMP avec une périodicité inférieure ou égale à 6 cycles de production. Vous mettrez à jour vos PLMP le cas échéant. Par ailleurs, vous l'informerez de la programmation prévue pour la mise en place d'une solution pérenne. Vous lui transmettrez l'échéancier de mise en œuvre correspondant.
## Incohérence Entre Référentiel Incendie Et Référentiel Inondation - Ecart De Conformité Ec 310
L'écart de conformité EC 310, concernant une incohérence entre les référentiels incendie et inondation, a conduit le CNPE du Blayais à prévoir l'installation d'un nouveau siphon de sol dans le local électrique L304. La pose de ce siphon, portée par la modification PNRL 1808, a été déjà réalisée par le service génie civil (GC) de l'équipe commune. Elle devra être complétée, avant le début de la visite décennale, par la pose de conduits d'évacuation par le service Machines Statiques et Robinetterie (MSR). Dans l'attente, le siphon a été bouché provisoirement. A l'issue de l'ensemble de ces travaux, une requalification sera réalisée par un essai d'écoulement d'eau dans le siphon. Par ailleurs, ces modifications ont déjà été réalisées en 2016 sur les tranches paires du CNPE. Toutefois, vos services n'ont pas pu confirmer aux inspecteurs qu'une mise à jour des plans de situation de ces siphons a été réalisée et à quelle date. De même il n'a pas pu être garanti que la liste des siphons du site a été mise à jour, en particulier pour s'assurer de leur intégration dans vos plans de contrôles périodiques.
A.2 : L'ASN vous demande de vous assurer que les plans de situation et la liste des siphons de sol de votre site ont été mis à jour dans le cadre de la résorption de l'EC 310, et qu'ils ont été intégrés à votre plan de contrôles périodiques. De plus, vous sous assurerez que des dispositions similaires sont prévues pour le siphon qui sera installé en tranche 1. Vous l'informerez des dispositions adoptées en ce sens. Tenue sismique des enceintes ventilées du circuit d'échantillonnage nucléaire (REN) - Ecart de conformité EC 391 La résorption de l'écart de conformité EC 391, intégrée au tome F de la modification PNPP 1246, prévoit le renforcement de la structure métallique supportant les sorbonnes du circuit REN. Ces modifications sont prévues en mai 2022, pendant une semaine, et nécessiteront le montage d'un échafaudage. Vos représentants ont estimé, que compte tenu du fait que les sorbonnes n'étaient pas déplacées au cours du chantier, que leur intégrité ne serait pas remise en cause, et qu'ainsi aucune requalification de ces équipements n'était a priori nécessaire et prévue à l'issue des travaux. Toutefois, les inspecteurs ont estimé que pour ces équipements, qui concourent à la protection des personnels et des locaux vis-à-vis de la contamination radiologique lors des opérations d'échantillonnage de l'eau du circuit primaire, toutes les dispositions devaient être prévues pour garantir leur bon fonctionnement au terme des travaux et en particulier qu'une requalification leur paraissait nécessaire.
A.3 : L'ASN vous demande de garantir qu'à l'issue des travaux visant à la résorption de l'EC 391, les sorbonnes des circuits d'échantillonnages REN remplissent complétement leurs fonctions dans toutes les conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles elles sont nécessaires. Vous la tiendrez informée des dispositions adoptées en ce sens.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Contrôle Par Sondage Du Freinage D'Assemblages Boulonnés Sur Les Pompes Du Système De Contrôle Volumétrique Et Chimique Du Circuit Primaire (Rcv) - Ecart De Conformité Ec 484
L'écart de conformité EC 484 porte sur des défauts de freinage de la visserie des matériels qualifiés aux conditions accidentelles (MQCA). Les inspecteurs se sont plus particulièrement intéressés aux matériels du système RCV et du système d'alimentation en eau de secours des générateurs de vapeur (ASG). Ils ont noté que dans le cadre de la demande particulière [4], les contrôles avaient été réalisés sur le système ASG et qu'il restait à contrôler, sur le système RCV, la pompe 1 RCV 001 PO. Ces contrôles sont prévus pendant la prochaine visite décennale, au cours de laquelle l'hydraulique de la pompe sera remplacée. Au cours de la visite de terrain les inspecteurs ont examiné les pompes 1 RCV 001, 002 et 003 PO. Ils ont noté des discordances dans la présence de freinage des visseries suivantes :
- **visserie des brides au refoulement des pompes ;**
- **visseries des fixations des pompes sur leur châssis.**
B.1 : L'ASN vous demande de vous prononcer sur la conformité du freinage des visseries des brides au refoulement des pompes 1 RCV 001 002 et 003 PO ainsi que sur celles de la fixation de ces pompes à leurs châssis. Le cas échéant vous la tiendrez informée des dispositions prises pour mettre en conformité les freinages en écart.
## Tenue Au Séisme Des Contre-Brides De Canalisations Des Tambours Filtrant De La Source Froide (Cfi) - Ecart De Conformité 591
Des canalisations en résine des circuits d'eau brute de la source froide sont reliées entre-elles par des demies brides métalliques. Or, la tenue au séisme de ce type d'assemblage n'est pas garantie.
Le CNPE du Blayais ne souhaitant pas couper les canalisations en résine pour poser des brides complètes, a retenu de renforcer ces assemblages en doublant les demi-brides décalées de 90 degrés. La visserie de fixation de l'ensemble des brides ne sera pas positionnée au niveau des jointures des nouvelles demi-brides. Les inspecteurs ont vérifié sur le terrain les assemblages qui avaient déjà été mis en conformité. Ils ont constaté que les brides neuves récemment posées n'étaient pas peintes, contrairement aux anciens assemblages, et qu'elles étaient déjà entièrement corrodées de façon superficielle.
B.2 : L'ASN vous demande de vous positionner sur la nocivité pour le matériel des constats faits par les inspecteurs. Vous lui préciserez si des dispositions sont prévues pour éviter l'apparition de la corrosion des demi-brides neuves en acier montées pour l'assemblage des canalisations en résine de la source froide. Vous vous positionnerez sur l'opportunité d'en prendre si ce n'est pas le cas.
## Constats Divers Réalisés Sur Les Installations Visités
Les inspecteurs ont constaté les situations suivantes lors de leurs déplacements ou au cours de leur visite d'installations :
- dans le local de la pompe 1 RCV 003 PO, qui était en fonctionnement, les inspecteurs ont constaté :
- **la présence d'agrégats de bore au niveau du robinet 1 RCV 870 VP ;** - **divers suintements apparemment huileux au niveau de robinets et d'assemblages par**
brides de canalisations situés du côté du refoulement de la pompe. Un morceau de revêtement de sol en vinyle faisait office de rétention improvisée pour recueillir certains de ces suintements.
- dans le local de la pompe 1 RCV 002 PO, les inspecteurs ont constaté que la manœuvre du volant du robinet 1 RCV 607 VP était entravée, voir bloquée, par le boîtier du capteur 1 RCV 209 SP ;
- dans le local de la pompe 1 RCV 001 PO, les inspecteurs ont relevé la présence d'un escabeau arrimé par une chaîne à un poteau de supportage situé à proximité de la pompe. Les conditions de blocage de l'escabeau ne permettaient pas de garantir l'absence de risques d'agression en cas de séisme vis-à-vis de la pompe ou de certains de ses équipements.
B.3 : L'ASN vous demande de lui communiquer votre caractérisation de ces différentes situations et de lui préciser les actions curatives et préventives qui ont été mises en œuvre ou qui sont prévues pour remédier à ces dysfonctionnements.
## Défaut De Serrage De Connecteurs Souriau K1 - Ecart De Conformité Ec 584
Les connecteurs de type Souriau équipant des BOA électriques qualifiés K1, peuvent présenter un défaut de couple de serrage. Trente-huit BOA représentant soixante-seize contrôles (2 connecteurs par BOA) sont concernés par cet écart de conformité. Le couple issu du recueil des prescriptions pour le maintien de la qualification (RPMQ) à appliquer pour ces connecteurs, est de 50 N.m pour garantir une étanchéité en cas d'ambiance dégradée dans le BR. Les inspecteurs ont relevé que la vérification du bon serrage des connecteurs sera réalisée sur le site du Blayais en appliquant un couple d'essai de 20 N.m. Ils se sont interrogés sur la représentativité de ce couple d'essai, dont la valeur paraît assez éloignée de la valeur du serrage à appliquer. Toutefois ils ont bien noté que votre procédure de contrôle avait été validée par vos services centraux.
B.4 : L'ASN vous demande de lui confirmer que les contrôles prévus du couple de serrage des connecteurs est bien de 50 N.m conformément au RPMQ. Vous lui expliquerez pourquoi un contrôle du couple de serrage de 20 N.m est prévu par le CNPE.
## C. Observations C.1 Remplacement Des Matériels Atex - Ecarts De Conformité Ec 334 Et Ec 517
Les locaux à visiter dans l'année pour un état des lieux des équipements présentant des risques d'explosion (ATEX), sont ceux dédiés au traitement des effluents gazeux (TEG) et au traitement des effluents liquides primaires (TEP). Ces locaux présentent des conditions d'ambiance radiologiques conduisant à des interventions plus complexes en matière de radioprotection.
Les inspecteurs ont noté que pour l'EC 517, l'analyse réalisée par vos services centraux (DIPDE) pour le local NB484 n'a pas confirmé l'existence de l'écart de conformité. Concernant l'EC 334, le CNPE du Blayais est toujours dans l'attente d'un retour d'analyse de DIPDE au sujet d'un rapport d'examen transmis en décembre 2021. Les inspecteurs ont attiré votre attention sur le délai de réponse de DIPDE, qui constitue un point de vigilance, en vue du traitement des écarts potentiels dans les délais prévus, c'est-à-dire avant la fin de la visite décennale.
## C.2 Contrôle Des Ancrages Au Titre Du Pbmp - Ecart De Conformité Ec 576
L'écart de conformité EC 576 concerne le contrôle de la conformité des ancrages des supportages (tuyauteries, commandes d'équipements, dispositifs parasismiques,…) et leurs traitements en cas de constats d'écart.
Vos représentants ont précisé aux inspecteurs qu'à l'heure actuelle, environ 1200 supportages sur 3000 situés hors bâtiment réacteur (BR), et 200 sur 1000 situés dans le BR, étaient conformes en se basant sur les critères suivants :
- **ils ne présentent aucun défaut,**
- **ils présentent un écart qui a été traité,**
- **ils présentent un écart dont le maintien en l'état a été justifié en accord avec vos services**
centraux.
Même si ces chiffres sur l'état d'avancement du traitement de l'EC 576 sont supérieurs à la moyenne du parc, les inspecteurs ont attiré l'attention de vos représentants sur les points suivants :
- **le volume de contrôles restant à traiter étant conséquent, il nécessitera des disponibilités**
importantes en ressources humaines et en pièces de rechange ;
- **il conviendra d'être vigilant sur la nature des justifications apportées pour le maintien**
éventuellement en l'état de certains écarts et sur le volume de ce type de situation ;
- **la planification des contrôles à réaliser n'est pas encore finalisée.**
Vos services ont déclaré que l'objectif visé par le CNPE du Blayais était la résorption complète de ces écarts avant la fin de la visite décennale en privilégiant la réparation à la justification, ce dont les inspecteurs ont pris bonne note.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux signé Bertrand FREMAUX |
INSSN-BDX-2022-0014 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2022-018892 Monsieur le directeur du CNPE du Blayais BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE
Bordeaux, le 22 avril 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
CNPE du Blayais : **Maintenance et gestion des écarts dans le cadre de l'arrêt pour simple rechargement en** combustible 2R3822 du réacteur 2.
N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection n° INSSN-BDX-2022-0014 **du 7 avril 2022**
Références : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de**
base ; [3] **Guide de l'ASN n°21 - traitement des écarts de conformité à une exigence définie pour un** élément important pour la protection (EIP) - version du 06/01/2015 ;
[4] **Courrier COARR-ASN-2022-015679 de déclaration de l'événement significatif pour la** radioprotection relatif au débordement intempestif de la piscine du bâtiment réacteur ; [5] **Demande temporaire n° 392 concernant les mesures conservatoires et compensatoires**
requises au titre de la corrosion sous contrainte des lignes auxiliaires du circuit primaire
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 7 avril 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais sur le thème de la maintenance et gestion des écarts dans le cadre de l'arrêt pour maintenance et rechargement en combustible de type « arrêt pour simple rechargement » 2R3822 du réacteur 2. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
Le réacteur 2 du CNPE du Blayais a été arrêté le 12 mars 2022 pour son arrêt programmé de type « arrêt pour simple rechargement » 2ASR3822. L'inspection concernait le contrôle de la bonne application des dispositions de sûreté en ce qui concerne la gestion de la maintenance et des plans d'actions traités sur cet arrêt ainsi que la résorption des écarts de conformité au sens du guide [3]. Les inspecteurs ont contrôlé les actions mises en œuvre par l'exploitant au cours de l'arrêt au titre de la résorption de certains écarts de conformité (EC) au sens du guide n° 21 de l'ASN [3]. Les écarts de conformité concernés ont été l'EC n° 499 - défauts de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires de sous-tranches et l'EC n° 484 - défauts de freinage de la visserie des matériels qualifiés aux conditions accidentelles.
Les inspecteurs ont sélectionné par sondage certains plans d'action relatifs à des écarts sur des équipements importants pour la protection (EIP) au sens de l'arrêté [2], et ont examiné les justifications apportées et les actions de maintenance réalisées pour leur traitement. En particulier, ils se sont intéressés aux plans d'actions relatifs à des traces de bore sur la liaison inter-soupape du circuit de refroidissement du réacteur à l'arrêt 2 RRA115-121 VP, aux traces de bore situées au niveau de la tête de soupape du circuit de refroidissement primaire 2 RCP 022 VP et aux relevés d'entraxe hors critères des dispositifs autobloquants R572/15A et R572/15B de la tuyauterie du circuit de purge des générateurs de vapeur 2 APG 003 TY et R387/1A de la tuyauterie du circuit d'injection de sécurité 2 RIS 030 TY. Les inspecteurs ont également regardé la gestion de l'aléa rencontré au cours de l'arrêt lors du remplissage de la piscine du bâtiment réacteur et les activités de maintenance sur la pompe du circuit d'injection de sécurité 9 RIS 011 PO. Ils se sont ensuite rendus sur le terrain pour inspecter dans le bâtiment réacteur les soupapes du circuit de refroidissement du réacteur à l'arrêt 2 RRA 115-121 VP, la soupape du circuit de refroidissement primaire 2 RCP 022 VP, et les locaux impactés par l'aléa rencontré lors du débordement intempestif de la piscine du bâtiment réacteur et objet de la déclaration de l'événement significatif pour la radioprotection [4]. Enfin, hors du cadre de cette inspection, les inspecteurs ont regardé les premières actions mises en œuvre par vos opérateurs afin de prendre en compte la demande temporaire n° 392 [5] de vos services centraux concernant les mesures conservatoires et compensatoires requises au titre de la corrosion sous contrainte des lignes auxiliaires du circuit primaire.
A l'issue de cette inspection, les inspecteurs considèrent que l'identification et la caractérisation des écarts ont été réalisées avec rigueur par vos services. Le processus de résorption des écarts semble maitrisé. Ils ont également apprécié les actions mises en œuvre de manière réactive pour prendre en compte la demande temporaire n° 392 [5] Toutefois, les inspecteurs ont constaté que des éléments dans la gestion des écarts de conformité, de certains plans d'actions ou des aléas survenus au cours de l'arrêt appelaient encore des compléments d'information de la part du site. Depuis, vos services ont transmis les documents et informations en réponse aux questions posées qui n'appellent plus de remarques de la part des inspecteurs.
Concernant l'aléa du remplissage de la piscine du bâtiment réacteur, des contrôles ont été réalisés et des actions appropriées ont été prises afin de remettre votre installation son état avant la survenue de cet aléa. La traçabilité du bilan de ces actions et l'analyse de nocivité ont été synthétisées par l'exploitant et transmis ultérieurement aux inspecteurs. Concernant l'écart de conformité n° 499 - Défauts de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires de sous-tranches, les contrôles sur une voie ont été correctement réalisés. Aucun écart n'a été détecté lors de ces contrôles. Des éclaircissements ont été apportés ultérieurement aux inspecteurs. Concernant les contrôles sur les dispositifs autobloquants, les contrôles réalisés ont mis en évidence des résultats non conformes au critère de votre programme de base de maintenance préventive actuel. Une justification a été apportée par vos services en se basant sur une fiche d'amendement à ce programme de base de maintenance préventive. Des compléments concernant cette justification ont été apportés ultérieurement afin de valider votre position.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Néant
## B. Demandes D'Informations Complementaires Pa 275104 - 2 Rra 115 -121 Vp Trace De Bore Sur La Liaison Inter-Soupape Suite À La Dépose Du Tandem
Dans le cadre d'une visite complète de la soupape d'isolement, une dépose du tandem de soupape du circuit de refroidissement à l'arrêt 2 RRA 115 - 121 VP a été effectuée. Après cette intervention, un opérateur a détecté une trace d'humidité au niveau de la liaison inter-soupape.
En lien avec vos services centraux, une intervention a été menée pour changer le joint au niveau de cette liaison inter-soupape. Au cours de leur visite sur le terrain, les inspecteurs ont rencontré les agents de l'entreprise prestataire qui a procédé au démontage et au remontage des deux soupapes. Ces personnes ont précisé aux inspecteurs qu'ils avaient constaté que pour toutes les interventions similaires sur le même type de matériel, le diamètre extérieur des joints de remplacement étaient légèrement inférieur au diamètre des joints d'origine, ce qui pouvait être à l'origine d'un mauvais positionnement des joints de remplacement et provoquer leur endommagement lors du remontage des deux soupapes. Vos représentants ont déclaré qu'à la suite du retour d'expérience de la première pose, il a été décidé lors de la seconde opération de pose de disposer le joint de cette liaison sur la soupape de protection, située en partie haute et non sur la soupape d'isolement située en partie basse. Cette pratique différente a permis de poser les deux soupapes sans abimer le joint. Par conséquent, vos représentants ont déclaré que le dossier national de réalisation de travaux concernant la pose de ces soupapes sera mis à jour par vos services centraux en prenant en compte ce retour d'expérience.
B.1 : L'ASN vous demande de lui transmettre le retour d'expérience que vous tirez de cette opération et de lui transmettre le dossier national de réalisation de travaux qui le prend en compte. Vous vous intéresserez notamment à l'impact présumé des variations dimentionnelles des joints de remplacement.
## Adaptation De L'Huile De Commande Et Du Seuil D'Alarme De Température D'Huile Pour La Pompe Du Système D'Injection De Sécurité 9 Ris 011 Po
En application de la fiche de position D455021005727 ind. 0, des travaux visant à remplacer l'huile visqueuse de cette pompe et à modifier le réglage du seuil d'alarme en température ont été effectué. Ces modifications sont actuellement couvertes par une modification temporaire de l'installation.
Cependant, ces modifications ayant vocation à être définitives, vos représentants ont déclaré qu'un dossier de modification était en cours de rédaction par vos services afin de procéder à une demande de modification notable de votre installation en application des dispositions des articles R.593-56 à R.593-59 du code [1].
B.2 : L'ASN vous demande de l'informer de l'échéance de transmission de votre dossier de modification
## Notable. Visite Des Installations
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté, en présence de vos représentants que :
- **dans le local R171, un buvard se trouvait au sol à côté de la pompe du circuit d'injection de**
sécurité 2 RIS 011 PO et qu'un point chaud dont le débit de dose était supérieur à 2 mSv/h était présent sans signalétique ;
- **au niveau du robinet incendie armé du réseau d'incendie de l'îlot nucléaire 2 JPI 073 VE, de**
l'eau se trouvait au sol ;
- **dans le local R360 un chemin de câble n'était pas correctement fixé au mur ;** - **dans le local R152 des traces blanchâtres étaient présentes au sol ;**
- **au niveau de la tuyauterie du circuit de production d'eau glacé 2 DEG 638 VD, le calorifuge**
était dégradé ;
- **au niveau de la porte 2 JSN 225 QF, une servante était présente mais aucun saut de zone avec**
des conditions d'accès n'était matérialisé.
B.3 : L'ASN vous demande de l'informer des mesures correctives prises ou programmées à la suite des
## Constats Des Inspecteurs. C. Observations
C.1 : Aléa lors du remplissage de la piscine du bâtiment réacteur L'arrêté [2] définit au I. de l'article 2.6.4 que : « I. ― L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : ― déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ;
― définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; ― mettre en œuvre les actions ainsi définies ; ― évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre.
Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives »
Lors de l'activité de remplissage de la piscine du bâtiment réacteur, un débordement de la piscine a entrainé un ruissèlement d'eau dans une partie du bâtiment réacteur. La dispersion d'eau borée dans le bâtiment réacteur peut avoir comme conséquences la dissémination de contamination, la présence d'eau sous les calorifuges, la présence d'eau à proximité de matériels électriques. À la suite de cet aléa, des contrôles ont été réalisés afin de prendre des mesures correctives appropriés et de s'assurer de son absence de nocivité. Cet événement a fait l'objet de la déclaration de l'ESR [4].
Vos représentants des différents métiers concernés ont pu présenter aux inspecteurs les contrôles qu'ils ont réalisés et les actions qu'ils ont effectuées. Les inspecteurs sont allés dans le bâtiment réacteur et ils ont pu constater que l'état de votre installation semble conforme à celui dans lequel il était avant cet aléa. Un document de synthèse justifiant l'absence de nocivité sur les EIP au sens de l'arrêté [2] a été transmis aux inspecteurs postérieurement à l'inspection.
Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté qu'à la suite de l'aléa lors du remplissage de la piscine du bâtiment réacteur, la plupart des contrôles réalisés par les opérateurs des différents métiers ont été tracés au travers de tâches d'ordre de travail dans votre outil informatisé de gestion des activités. Cependant, certains métiers n'ont pas tracé ces activités et n'ont donc pas été en mesure d'indiquer précisément les contrôles qui ont été réalisés les concernant.
## C.2 Ec 499 - Défauts De Fixation Des Torons De Câblage Sur Les Portes Des Armoires De Sous-Tranches
L'écart de conformité n° 499 est un écart relatif à des fixations hétérogènes des torons de câblage des voyants des portes d'armoires électriques, susceptibles de remettre en cause la tenue sismique de ces armoires qualifiées au séisme. Cet écart a fait l'objet d'engagements pris au travers de votre directive parc n° 354 qui indique que le contrôle et le traitement des écarts détectés doivent être réalisés sur une voie pour le 31 mars 2022 (matériels classés prioritaires) et sur l'intégralité des matériels pour le 31 juillet 2023. Les inspecteurs ont constaté que les contrôles sur une voie ont bien été réalisés sur votre installation et qu'ils n'ont pas mis en évidence d'écart. En revanche, ces contrôles ont mis en évidence des anomalies sur ces torons dont la traçabilité de la remise en conformité a été apportée postérieurement à l'inspection. Vos représentants ont affirmé que les contrôles réalisés dans le cadre de l'écart de conformité EC
n° 499 consistaient à s'assurer de la bonne fixation des torons de câblage présent au sein de vos armoires électriques. Des compléments ont été apportés postérieurement à l'inspection pour justifier de l'exhaustivité de ces contrôles et, en particulier, de s'assurer que des torons de câblage sont bien présents dès qu'ils sont requis.
## C.3 : Pa 274281 - 2 Apg 003 Ty / Pa 274778 - 2 Ris 030 Ty: Relevé D'Entraxe Du Dispositif Autobloquant Hors Critères
Au cours de cet arrêt sur le réacteur 2, des contrôles des dispositifs autobloquants ont été réalisés dans le cadre du plan de base de maintenance préventive PBMP-900-AM-400-03 indice 2. Deux plans d'actions ont été ouverts à la suite des relevés de réserve de fin de course à froid hors critère du PBMP-900-AM-400-03 à l'indice 2. Vos représentants ont spécifié que le dépassement du critère de réserve de fin de course défini dans la gamme de contrôle était acceptable. En effet, ils ont justifié cette position au travers de la fiche d'amendement au PBMP-900-AM-400-03 à l'indice 2. Cette fiche d'amendement, transmise postérieurement à l'inspection, justifie que, les valeurs conformes au critère de réserve de fin de course du PBMP-900-AM-400-03 à l'indice 3 sont acceptables lors de l'application de ce PBMP à l'indice 2. L'intégration sur le site du PBMP-900-AM-400-03 à l'indice 3 sera effectuée et requise après la 4ème **visite décennale du réacteur.**
## C.4 : Terrain
L'état global des installations visitées était perfectible. Les inspecteurs ont constaté :
- **que des gants, morceaux d'adhésifs et divers déchets étaient présents à plusieurs endroits ;** - **dans le local R556 un entreposage de pièces métalliques ne disposait pas de fiche**
d'entreposage ;
- **qu'un pied à coulisse était présent dans l'espace annulaire du bâtiment réacteur ;** - **que des pancartes matérialisant des points chauds se trouvaient sur le sol ;**
- **que le panneau matérialisant la zone contaminée au niveau du chantier « filtration » avait été**
déplacé pour faciliter la sortie de cette zone sans passer par la barrière radiologique ;
- **que la zone dite « DI82 », présente au niveau de la croix du bâtiment des auxiliaires nucléaires**
étaient encombrée, en particulier, un sac non identifié contenant des sur-chaussures y étaient présent.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, **des remarques et observations, ainsi que des** dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de la division de Bordeaux SIGNÉ PAR
Simon GARNIER |
INSSN-OLS-2022-0706 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-022575 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Belleville-sur-Loire BP 11 18240 LERE
Orléans, le 4 mai 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville-sur-Loire - INB n° 127 Lettre de suite de l'inspection des 13 et 21 avril 2022 sur le thème « arrêt pour simple rechargement du réacteur n°1 »
N° dossier : Inspection n° INSSN-OLS-2022-0706 des 13 et 21 avril 2022 Références : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Guide EDF « *maîtrise du risque FME* » référencé D455020008144 Guide framatome « EPR France - Groupe moto-pompe primaire de l'EPR- *Rappel sur la durée de stockage des* joints toriques des systèmes de joints d'arbre - *Projet FA3 et autres projets* » référencé JSR 17NI0488 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 13 avril 2022 dans le CNPE de Belleville-sur-Loire sur le thème « arrêt pour simple rechargement du réacteur n°1 ». Cette inspection s'est poursuivie le 21 avril 2022 par un contrôle documentaire à distance.
Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet portait sur onze activités considérées comme à enjeux par l'ASN lors de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur 1. Parmi ces activités étaient notamment identifiées les activités de contrôle sur les soupapes SEBIM du circuit primaire, les examens télévisuels des assemblages combustibles, le remplacement du joint numéro 1 d'une pompe primaire, les contrôles altimétriques des manchettes thermiques, les examens télévisuels des joints Canopy, le changement des robinets 1 REN 273/293 VP considérés comme à l'origine de la faible montée en pression permanente du circuit RRA identifiée depuis le dernier redémarrage, le changement des diaphragmes 1 EAS 15, 16, 81 et 82 DI qui avaient fait l'objet de non-qualités de maintenance sur le dernier arrêt de réacteur. L'objectif était de contrôler la bonne réalisation de ces onze activités. Pour cela un examen par sondage des dossiers de suivi d'intervention (DSI) et des éventuelles gammes de requalification a été réalisé le 13 avril 2022. En outre un contrôle par sondage des plans d'actions ouverts suite à la détection d'anomalies sur les soupapes SEBIM du circuit primaire a été mené en distanciel le 21 avril 2022. Enfin lors de la première journée d'inspection les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment combustible
(BK) et le bâtiment réacteur (BR) pour contrôler en préalable du rechargement les dispositions en lien avec la gestion du risque FME aux abords des deux piscines. Un contrôle par sondage des dispositifs autobloquants détectés en écarts et remis en conformité lors de l'arrêt a également été effectué dans le bâtiment réacteur. Concernant les activités contrôlées par sondage et le traitement des anomalies associées, il ressort qu'aucun écart majeur remettant en cause leur conformité n'a été constaté. Des pistes d'amélioration ou des demandes de compléments ont été néanmoins identifiées concernant le contenu des procédures de requalification et des gammes d'intervention ainsi que la date de péremption d'une pièce de rechange.
Concernant la gestion du risque FME aux abords des piscines du BR et du BK contrôlée par sondage, les inspecteurs considèrent que le jour de l'inspection les deux zones respectaient les exigences en la matière hormis en ce qui concerne une plaque de plexiglass transparente présente sur la passerelle du pont du BK.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet
## Ii. Autres Demandes Présence D'Une Plaque De Plexiglas Transparente Au-Dessus De La Piscine Du Bâtiment Combustible
Le guide EDF intitulé maîtrise du risque FME indique que « *l'utilisation de matières transparentes de* couleur bleue ou verte (difficile à détecter lors des inspections visuelles sous eau) est strictement limitée. » Il précise que « *l'utilisation d'accessoires transparents ou translucides de couleur bleue ou verte est strictement* limitée voire proscrite à l'intérieur d'une zone à « risque FME ». […] Comme d'autres demande*s du Référentiel* Managérial FME, l'analyse motivée d'une intervention voire d'une pratique peut amener l'Exploitant *à ne pas* respecter l'exclusion des matières transparentes de couleur bleue ou verte. Il rédige alors une analyse de risque dans laquelle il identifie les parades dont la mise en œuvre lui garantira un niveau de risque au moins égal à celui qu'il aurait pris s'il avait respecté la demande. » Les inspecteurs ont constaté la présence d'une plaque de plexiglas transparente à hauteur d'homme tout le long de la passerelle du pont du bâtiment combustible. Ils ont également noté que cette plaque présente des traces d'usure et des fissures à différents endroits notamment à l'emplacement de certains rivets qui la fixent à la passerelle. En cas de choc, des bouts de plexiglas transparents pourraient se retrouver dans la piscine du bâtiment combustible et deviendraient ainsi des corps étrangers en zone FME quasiment indétectables et potentiellement de taille importante. A noter qu'au niveau du Parc EDF, il existe des REX de plexiglass transparents cassés suite à des chocs causés par des intervenants.
Cette plaque de plexiglass transparente présente ainsi un risque FME. Il revient ainsi à l'exploitant de la retirer ou, conformément à son référentiel sur la maîtrise du risque FME, de démontrer sa nécessité pour la sûreté ou la sécurité des travailleurs et de justifier la maitrise du risque de corps étrangers via une analyse de risque dans laquelle sont identifiées les éventuelles parades.
Demande II.1. Se **positionner sur le maintien de cette plaque de plexiglass transparente sur la**
passerelle du pont du bâtiment combustible. Identifier et mettre en œuvre**, en cas de maintien, les dispositions permettant de sécuriser la tenue** de cette plaque et de suivre son état.
## Requalification Des Robinets Ren 273-293 Vp
Lors du dernier cycle du réacteur 1 il a été constaté une légère montée en pression des deux voies du circuit RRA au cours du temps, obligeant le personnel du CNPE à dépressuriser régulièrement ce circuit pour rester dans ses plages de pression admissibles. Les expertises menées par EDF ont conclu à une inétanchéité des robinets 1 REN 273 et 293 VP et à leur remplacement sur l'ASR.
La requalification de ces robinets porte notamment sur leur capacité à laisser passer un débit minimum en régime permanent.
A la lecture de la gamme associée à cette requalification, les inspecteurs ont constaté que la valeur de débit relevée est la valeur maximale mesurée en début d'essai, avant que le débit ne soit stabilisé et que le régime permanent ne soit atteint.
Après échange avec l'exploitant il apparaît que le débit requis est bien atteint pour ces deux robinets.
Néanmoins la procédure de requalification doit être mise à jour afin de s'assurer que les intervenants attendent que le débit soit stabilisé pour relever sa valeur.
Demande II.2. Modifier la procédure de requalification des robinets REN 273 et 293 VP afin de s'assurer que le débit mesuré corresponde au **débit stabilisé.**
Demande II.3. S'assurer, pour les robinets dont la requalification repose sur un critère de débit minimum en régime permanent, que la procédure de requalification mentionne la stabilité du débit avant mesure.
Date de péremption d'une pièce de rechange utilisée pour la maintenance sur les joints des pompes primaires Dans le cadre de l'activité de remplacement du joint 1 d'une pompe primaire, les inspecteurs ont constaté que l'étiquette d'une des pièces de rechange mentionnait une péremption de la pièce au 1 er trimestre 2021 alors qu'elle a été montée au premier trimestre 2022.
Après échange avec l'exploitant, il apparaît que le référentiel du fabricant relatif à la durée de stockage des joints toriques des systèmes de joints d'arbre précise que « *les joints toriques ont été qualifiés pour une* durée de stockage de 12 ans suivie d'une du*rée de fonctionnement sur site de 12 ans (comptés à partir de la date* de vulcanisation des joints toriques). » La pièce de rechange mentionnée précédemment qui est un joint torique, pourrait ainsi être montée jusqu'à 12 ans après la vulcanisation qui date de 2015. Demande II.4. Expliquer le choix de vos services centraux de mentionner comme date de péremption le premier trimestre 2022, date qui apparait très éloignée de la date butée du référentiel fabriquant **et demander leur positionnement sur l'utilisation de cette pièce dans le**
cadre **d'une maintenance en 2022.**
## Contenu Des Gammes Associée À L'Intervention Sur Le Robinet 1 Ris 085 Vp
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage les gammes relatives au changement du robinet 1 RIS 085 VP. Ils ont constaté que les gammes « Dépose/réglage couple/ repose Servo moteur DR 10/48 » référencée D130018000260 et « Repose tête de robinet neuve avec réfection PG » référencée D130018000732 requièrent de mesurer des jeux J1, J2, J3 et que si ces jeux sont inférieurs à ceux du relevé de valeurs, alors la hiérarchie doit être prévenue. Les valeurs attendues ne sont pas reprises dans les gammes, ce qui complexifie considérablement l'évaluation de la conformité des jeux par l'intervenant qui n'a pas facilement accès au relevé de valeur. Le risque est que cette évaluation de la conformité ne soit pas réalisée.
Une vérification de la conformité de ces jeux a été réalisée a posteriori par les inspecteurs et n'a pas appelé d'observation.
Demande II.5. **S'assurer lors de la préparation des gammes d'intervention que toutes les** informations nécessaires à l'évaluation de la conformité des différents critères soi**ent précisées**
dans la gamme ou facilement accessibles **pour l'intervenant.**
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Contact Entre Le Câble Électrique D'Un Capteur Et L'Arrête Métallique D'Un Coffret.
Constat d'écart III.1 : Les inspecteurs ont constaté que le câble électrique du capteur 1 RCP 010 MP
était sans protection et en contact avec l'arrête métallique d'un coffret ce qui peut présenter un risque d'indisponibilité du capteur, notamment en cas de séisme. Suite à l'inspection, l'exploitant a mis en place une protection au niveau de l'armoire.
## Dégradation Du Revêtement Du Sol Du Bâtiment Réacteur
Constat d'écart III.2 : Les inspecteurs ont identifié une dégradation significative du sol du bâtiment réacteur à proximité de l'équipement 1RIS201KD. Suite à l'inspection, l'exploitant a répondu qu'un constat avait été ouvert pour tracer et suivre la remise en état de la portion dégradée.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'Adjoint au Chef de la division d'Orléans Signée par : Christian RON |
INSSN-BDX-2022-0065 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2022-022548 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX
Bordeaux, le 17 mai 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Lettre de suite de l'inspection du 5 avril 2022 sur le thème du contrôle commande.
N° dossier : **Inspection n° INSSN-BDX-2022-0065**
Références : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 relatif aux installations nucléaires de base (INB) ;**
[3] **Lettre de suites CODEP-BDX-2019-009105 de l'inspection du 4 février 2019 sur le contrôle**
commande ;
[4] **Courrier D400820000053 du 31 janvier 2020 relatif à l'évolution de la politique de**
maintenance.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en références concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 5 avril 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) sur le thème du contrôle-commande. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet avait pour objectif de contrôler les dispositions prises par le CNPE pour s'assurer de la disponibilité et du bon fonctionnement des systèmes de contrôle-commande. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage le suivi effectué par le site de plusieurs modifications du contrôle commande déployées pendant l'arrêt pour maintenance et rechargement en combustible correspondant à la troisième visite décennale du réacteur 1 qui était en cours au moment de l'inspection. Ils se sont notamment intéressés aux modificationsPNPP 3447 « modification du système de protection du réacteur (RPR) et du système de protection intégré numérique (SPIN) », et PNPP 3448 « rénovation du système de mesure de la puissance neutronique (RPN) ». Ils ont en autre contrôlé le traitement des écarts enregistrés sur les chantiers correspondant à l'intégration de ces modifications.
Enfin les inspecteurs se sont attachés à contrôler la qualité de la mise en œuvre sur le terrain à la date de l'inspection de la modification PNPP 3605 visant à la création d'alarmes supplémentaires en salle de commandes pour dégrouper des alarmes existantes afin que les opérateurs les identifient de manière indépendanteIls ont ainsi visité la salle de commande et certains locaux d'entreponts de câblages. Ils ont vérifié le déploiement et la connexion de câbles provenant de la salle de commande vers des armoires électriques et enfin se sont assurés de l'installation de cartes « entrée/sortie » dans des « châssis controblocs » du système de contrôle commande. A l'issue de leur inspection, les inspecteurs ont constaté le bon état et la conformité des matériels installés dans le cadre de la modification PNPP 3605 et un traitement des écarts ouverts dans le cadre des modifications contrôlées globalement satisfaisants. Les modifications apparaissent réalisées en conformité avec les dossiers d'intervention mais doivent encore être poursuivies sur cet arrêt.
En revanche, les inspecteurs ont constaté que la déclinaison d'exigences du dossier de qualification fonctionnelle renforcée (DQFR) d'un composant électronique programmable (CEP) dans vos procédures internes n'est pas achevée. Par ailleurs, les inspecteurs notent que le service métier du CNPE en charge du contrôle commande se trouve toujours en difficulté en matière de gestion prévisionnelle des emplois et des compétences (GEPEC) alors même que les inspecteurs avaient déjà constaté ces difficultés au cours d'une inspection sur le même thème en 2019 [3].
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Sans Objet
## Ii. **Autres Demandes** Gestion Prévisionnelle Des Compétences
L'article 2.4.1 de l'arrêté [2] demande que : « *L'exploitant décrit, dans la notice mentionnée au II de l'article* 8 du décret du 2 novembre 2007 susvisé, les compétences techniques nécessaires à l'application de l'article 2.1.1 ainsi que les capacités dont il dispose pour y répondre, en distinguant celles dont il dispose en interne, celles dont il dispose au sein de ses filiales ou des sociétés dont il a le contrôle […] » Les inspecteurs ont contrôlé l'évolution des effectifs dédiés au contrôle commande sur le CNPE au travers de la matrice des emplois et des compétences du service en charge des automatismes, système électriques et électronique (service « AEE ») qui leur a été présentée. Ils ont pu constater qu'au cours des trois dernières années les effectifs du service ne correspondaient pas tout à fait à l'effectif cible que vous vous étiez fixés dans votre système de management intégré pour permettre de répondre à l'article 2.4.1 de l'arrêté [2], en particulier en ce qui concerne les effectifs en charge des interventions dans le domaine spécifique des automatismes. Vous avez estimé que ce déficit correspondait à 10 %
environ des effectifs globaux d'une quarantaine de personnes. Les inspecteurs notent que l'année 2022 est une année très chargée en matière d'activités dans la mesure où vous effectuez de profondes modifications du contrôle-commande dans le cadre de la visite décennale du réacteur 1. Les inspecteurs avaient constaté au cours de la précédente inspection sur le thème du contrôle-commande en 2019 [3] que les effectifs du service AEE étaient insuffisants dans certains domaines. Vous aviez alors mis en place un plan d'actions visant à déployer un programme conséquent de formation et d'échanges avec d'autres CNPE pour que vos effectifs puissent faire face à la visite décennale de vos réacteurs. Vous aviez également répondu à la lettre de suite [3] faire des points de situations sur la GEPEC (gestion prévisionnelle des emplois et des compétences) afin d'anticiper et d'ajuster les effectifs. Les inspecteurs ont constaté le 5 avril 2022 que les départs d'agent ne sont pas toujours systématiquement compensés, que vous rencontrez ponctuellement des difficultés à réaliser des recrutements externes et que le temps de formation ne permet pas toujours à certains de vos nouvelles recrues d'être suffisamment opérationnels à temps au moment du départ de collaborateurs expérimentés. Les inspecteurs ont cependant constaté le volontarisme de vos équipes pour parvenir à combler les manques d'effectifs, en particulier par la mise en place de filières de professionnalisation. Demande II.1 : Mettre en place, en lien avec vos services centraux, un plan d'action solide permettant de résorber durablement les déficits en ressources humaines au sein du service AEE au regard des effectifs cibles prévus pendant et après vos visites décennales.
## Préconisations D'Usage Et D'Utilisations De Composants Électroniques
L'article 2.5.6 de l'arrêté [2] demande que : «Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies […] »
Les inspecteurs ont examiné la déclinaison des exigences du dossier de qualification fonctionnelle renforcée (DQFR) de composants électroniques programmables (CEP) dans vos procédures internes. Ces exigences visent à encadrer l'usage de ces composants ou à en restreindre l'utilisation de façon à ce que leur utilisation soit réalisée dans des conditions adaptées notamment au fonctionnement de vos réacteurs. La bonne déclinaison de ces exigences vous permet par conséquent de respecter in fine les exigences définies des activités importantes pour la protection au sens de l'arrêté [2] liées à l'utilisation de ces composants. Les inspecteurs se sont plus particulièrement intéressés à l'intégration des exigences du contrôleur/positionneur « *Fieldvue DVC6010* **» de vanne numérique** installé sur les vannes de contournement global à l'atmosphère (GCT-a). Ils ont examiné différentes gammes de maintenance liées au remplacement de ces composants ou à leur étalonnage périodique. Une des préconisations demande de ne pas remettre automatiquement une horloge à l'heure lors du paramétrage du contrôleur/positionneur. Les inspecteurs ont constaté que : -la case de mise à jour automatique du logiciel de paramétrage du compteur de secondes est par défaut décochée dans l'interface utilisateur du logiciel de paramétrage de ce composant, ce qui est une situation conforme aux exigences du DQFR. Toutefois un utilisateur ne possédant pas les droits d'administration de ce logiciel peut toujours manuellement cocher cette case, ce qui est contraire aux exigences du DQFR ;
-la gamme d'intervention du CNPE relative à l'étalonnage de ce positionneur avec le logiciel de paramétrage demande de mettre à jour la date et l'heure dans le logiciel de paramétrage, ce qui est contraire aux exigences du DQFR ;
-vos représentants n'ont pas été en mesure de transmettre les gammes d'intervention de l'entreprise sous-traitante en charge de la maintenance sur ces équipements. Ils ont en effet indiqué aux inspecteurs que l'entreprise sous-traitante réalise l'intervention en utilisant des modes opératoires qu'elle rédige elle-même. Les inspecteurs n'ont donc pas pu, en plus de procédures rédigées par EDF, vérifier également que les gammes d'intervention de l'entreprise sous-traitante respectent les exigences du DQFR. Demande II.2 : Mettre à jour vos procédures internes de façon à garantir que l'ensemble des préconisations du contrôleur/positionneur « *Fieldvue DVC6010* » de vanne numérique installé sur les vannes de contournement global à l'atmosphère (GCT-a) soient prises en compte conformément aux exigences du DQFR ;
Demande II.3 : Vous assurer que les documents d'intervention de votre sous-traitant déclinent fidèlement les exigences des DQFR ; Demande II.4 : Vous assurer que les matériels installés et utilisés (CEP) sont bien configurés tels que préconisés par les DQFR. En particulier s'agissant du « *Fieldvue DVC6010* », vous assurer de l'absence de mise à jour automatique de l'horloge dans le logiciel de paramétrage du contrôleur/positionneur et de la restriction aux seuls agents ayant les droits d'administration de pouvoir modifier ce paramètre.
## Traitement Des Non-Conformités Au Cours De Modifications
L'article 2.6.3 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 vérifié le suivi des modifications réalisées en matière de contrôle commande sur l'arrêt pour visite décennale du réacteur 1, en particulier concernant les modifications PNPP 3447
« modification du système de protection du réacteur (RPR) et du système de protection intégré numérique (SPIN) » et PNPP 3448 « rénovation du système de mesure de la puissance neutronique (RPN) ». Ils ont contrôlé certaines fiches de non-conformité ou plans d'action ouverts dans le cadre de ces modifications afin de vérifier comment vous prévoyez de traiter ces écarts. Certains écarts et anomalies n'étaient pas traités le jour de l'inspection, le déploiement de ces modifications étant toujours en cours. Ils ont constaté en particulier que vous aviez ouvert une fiche de non-conformité (FNC) concernant une mesure de résistance blindage / masse initialement non conforme. Ils ont pu constater que vous avez mesuré une première valeur de résistance à 0,151 ohm, alors que le critère d'acceptabilité prévu dans vos procédures est de 0,100 ohm. Vous avez alors effectué une seconde mesure de valeur de résistance à 0,06 ohm, ce qui vous a permis de conclure à la conformité finale de la valeur mesurée. Toutefois vous n'avez pas été en mesure de justifier pour quelles raisons la première mesure était non conforme. Les inspecteurs se sont donc interrogés sur la validité de ces deux mesures. La FNC n'est pas conclusive ni sur la validité des deux mesures de résistance ni sur l'interprétation de cette différence de mesures en tant qu'erreur potentielle dans l'application de vos protocoles ni comment éviter le renouvellement de ce constat. Demande II.5 : Vérifier la bonne valeur de résistance blindage / masse en lien avec l'entreprise sous-traitante en vous interrogeant sur le protocole de mesure utilisé et le cas échéant, justifier à l'ASN les raisons pour lesquelles deux valeurs de résistance différentes ont été mesurées.
## Etablissement Des Bilans De Fonction
Les inspecteurs ont constaté que le dernier bilan de fonction validé relatif à la maitrise de la réactivité
(« Bulle réactivité ») datait de 2019 et que le bilan de fonction datant de 2021 qui leur a été présenté au cours de l'inspection encore en version « projet » n'était pas encore validé. Le courrier [4] émis par vos services centraux spécifie en page 10 sur 14 que « *15 bilans de fonctions ont été définis, avec une* production attendue à un rythme annuel **».** Par ailleurs les inspecteurs constatent qu'une action corrective, visant à fiabiliser le boremètre pour se prémunir de son indisponibilé, avait pour échéance le 30 juin 2021. Elle visait à s'interroger sur la mise en place d'un programme de maintenance local dans le domaine de la robinetterie pour prévenir des défauts potentiels du système d'échantillonnage primaire (REN). Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs que si la réflexion a été engagée, l'étude n'était pas finalisée. Demande II.6 : Prendre les dispositions pour réaliser les bilans de fonction dans les délais imposés par votre référentiel ; Demande II.7 : Garantir le suivi et de la mise en œuvre effective des actions issues des bilans de fonction. En particulier, solder l'action relative à l'étude pour mettre en place ou non un programme de maintenance local visant à fiabiliser le système REN. Informer l'ASN de la nouvelle échéance et des conclusions de l'étude menée.
Les inspecteurs ont constaté lors de leur contrôle derrière les pupitres de la salle de commandes du réacteur 1 qu'un ensemble de câbles d'alimentation blancs reposaient sur un câble bleu. Par ailleurs certains câbles passaient au-dessus d'une poutre métallique présentant un coin saillant. Ils se sont interrogés dans quelle mesure les câbles blancs pourraient être détériorés par la poutre métallique faisant une arrête. Ils ont par ailleurs constaté dans les locaux d'entreponts de câblage situés sous la salle de commande du réacteur 1 qu'un câble était dénudé et présentait une trace importante d'un produit ressemblant à du mastic. Ce constat pouvait laisser supposer une réparation non faite dans les règles de l'art. Par ailleurs le produit de mastic était présent tout autour d'autres câbles. Ils s'interrogent sur le bon état de ces câbles et sur leur capacité à assurer leur fonction malgré la présence de ce produit de mastic.
Demande II.8 : Caractériser les constats des inspecteurs et le cas échéant prendre les mesures curatives et correctives adaptées. Informer l'ASN des suites données.
# Iii. **Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn**
Néant Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois**, et selon les modalités d'envois figurant ci-dessous,**
de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux, SIGNE PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-DEP-2022-0842 | Référence courrier :
CODEP-DEP-2022-019042 Monsieur le Directeur de la Direction Industrielle 2 rue Ampère 93206 Saint Denis Cedex 1 Dijon, le 27 avril 2022 Objet : Surveillance des intervenants extérieurs - Prévention, détection et traitements des irrégularités Inspection d'EDF DI chez ses fournisseurs Framatome et Industeel Le Creusot INSSN-DEP-2022-0842 des 05 et 06 avril 2022 Références : 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 fixées à l'article L. 592-22 du code de l'environnement, une inspection courante d'EDF a eu lieu les 05 et 06 avril 2022 chez ses fournisseurs Framatome et Industeel Le Creusot sur les thèmes relatifs à la surveillance EDF et à la prévention, la détection et le traitement des irrégularités. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
Les inspecteurs ont rencontré des représentants EDF du pôle GCPU (Gros Composants Primaires Usines), des salariés de Framatome et Industeel Le Creusot. Ils ont effectué des inspections documentaires en salle ainsi qu'une visite de l'aciérie et du local d'archivage de Creusot Loire Industrie. Concernant le fournisseur Framatome, les inspecteurs ont considéré que le processus de traçabilité des réparations par soudage des pièces moulées présenté par Framatome le Creusot était globalement satisfaisant. Ils ont par ailleurs noté positivement que Framatome avait établi sur ce thème un retour d'expérience du projet EPR Taishan à usage des projets actuels et à venir.
Concernant le fournisseur Industeel, les inspecteurs ont noté positivement la mise en œuvre, par le pôle GCPU d'EDF, d'un outil d'évaluation et de sensibilisation d'Industeel aux notions d'AIP (Activité Importante pour la Protection des Intérêts) et de CFSI (Counterfeit Fraudulent and Supect Items). Les inspecteurs ont néanmoins relevé qu'EDF devait garantir l'adéquation des points évalués avec les exigences figurant dans le courrier ASN en référence [6]. Ils ont par ailleurs conclu que ces évaluations devaient être plus approfondies et que les attendus à l'égard des surveillances internes de la cascade des fournisseurs devait être précisés, vérifiés et leurs résultats mieux valorisés. Ainsi si le fournisseur Industeel a défini une procédure et méthode de surveillance interne, elles ne sont pas à ce jour déclinées, et EDF ne conclue pas sur le thème. Par ailleurs les exigences relatives à l'intégrité des données mentionnées dans le courrier de l'ASN en référence [6] doivent être précisées et des suites doivent être données pour la mise en place du dispositif de signalement anonyme.
Enfin EDF doit s'assurer de la parfaite déclinaison, des exigences générales destinées à lutter contre le risque CFSI, notamment pour les fournisseurs d'Industeel en charge de l'approvisionnement matière.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Prévention, Détection Et Traitement Des Irrégularités Par Le Fournisseur Industeel
Les inspecteurs ont examiné les dispositions mises en œuvre par le fournisseur Industeel Le Creusot destinées à prévenir, détecter et traiter des irrégularités et la surveillance d'EDF associée.
## Surveillance Interne D'Industeel Le Creusot
Industeel a valorisé, dans ses outils de lutte contre les CFSI, un contrôle interne, nommé « surveillance interne », des opérations de fabrications sur le site du Creusot. Industeel a précisé : -que des réflexions avaient été engagées 5 ans auparavant sur la mise en place d'une surveillance interne des opérations de fabrication et que cette dernière avait été intégrée au plan d'action annuel,
-que la surveillance de quelques opérations de CND (contrôles non destructifs) avait été réalisée (sur une année),
- qu'une procédure et qu'une méthode destinées à cette surveillance interne avaient été définies mais que le processus n'avaient pu être mis en œuvre. Industeel a par ailleurs précisé aux inspecteurs que cette absence de surveillance avait été relevée lors d'un audit réalisé en 2021 et également lors de précédents audits de Framatome. Industeel a mentionné qu'un engagement avait été formalisé auprès de Framatome pour mettre en place cette surveillance à échéance de juin 2022. Les représentants d'EDF ont précisé que ce point a été évoqué en début année dans le cadre d'une revue relative à l'évaluation de la sensibilisation d'Industeel aux notions AIP (Activité Importante pour la Protection des Intérêts) & CFSI. Après avoir consulté le compte-rendu de cette revue, les inspecteurs de l'ASN n'ont pas été en mesure de constater la réalisation d'une analyse par EDF sur ce point ni d'attentes.
Transmettre l'évaluation réalisée par EDF concernant l'absence de déclinaison opérationnelle d'un processus de surveillance interne d'Industeel vis**-à-vis de ses opérations, en particulier vis-à-vis du**
risque CFSI. Système de recueil de signalements anonymes Industeel a valorisé, dans ses outils de lutte contre les CFSI, la procédure relative au risque CFSI en référence [2]. Les inspecteurs ont constaté qu'aucun processus permettant un recueil de signalement anonyme par le personnel n'était en place. Dans le cadre d'une présentation réalisée à l'ASN en avril 2022 par EDF et Framatome concernant une réparation par soudage non tracée chez un autre fournisseur qu'Industeel, Framatome a mentionné que l'absence de possibilité pour les salariés, de pouvoir alerter de manière anonyme un écart, une anomalie ou une pratique CFSI constituait un écart aux conditions générales de commande.
P**réciser les exigences EDF et Framatome associées à la présence d'un système d'alerte anonyme** chez les sous-traitants. Indiquere **les modalités pratiques de déclinaison et de mise en œuvre de ces** exigences chez Industeel et ses sous-traitants. Actions d'évaluation, de prévention et de détection du risque de CFSI menées par EDF chez Industeel Intégrité des données relative à l'hydrogène et à aux analyses chimiques Dans le cadre de la prévention du risque CFSI, les inspecteurs ont évalué, pour l'analyse chimique de l'élément hydrogène réalisée sur coulée, le respect des exigences relatives à l'intégrité des données figurant au paragraphe 3 de l'annexe 1 du courrier ASN en référence [6]. Les inspecteurs ont examiné le parcours de la valeur d'hydrogène mesurée depuis la sonde de mesure Hydriss jusqu'au procès-verbal. Industeel a précisé aux inspecteurs que la valeur d'hydrogène du logiciel « MES » était transférée vers le logiciel SAP qui générait ensuite automatiquement le procèsverbal d'essais, à l'exception de la valeur d'hydrogène qui est saisie manuellement par un opérateur. Industeel a mentionné que des vérifications étaient réalisées afin notamment d'identifier d'éventuels problèmes de retranscription de données et ainsi garantir que la valeur initialement mesurée par la sonde était la même que celle figurant sur le procès-verbal final. Les inspecteurs ont considéré que les modalités d'archivage et de vérification des valeurs d'hydrogène à la coulée permettaient de garantir l'intégrité de la valeur figurant dans le procès-verbal final.
Ils ont jugé néanmoins nécessaire, en lien avec les modalités relatives à l'intégrité des données définies dans le courrier ASN en référence [6], que le processus de retranscription et de vérification des mesures d'hydrogène soit formalisé de sorte à lui donner de la robustesse, au travers du système de la gestion de la qualité.
Les inspecteurs ont également analysé les éléments relatifs à l'intégrité des données figurant dans le rapport d'évaluation à la sensibilisation d'Industeel aux notions AIP & CFSI réalisé par EDF le 11 février 2022. Le rapport EDF mentionne notamment la vérification des points suivants : « Accréditation du laboratoire, durée de conservation, les données recopiées, contrôle des recopies *; si données* automatiques : qui peut modifier les données *: surtout si administrateurs par interne à l'entreprise* ». Les inspecteurs de l'ASN n'ont pas été en mesure d'identifier l'analyse d'EDF concernant l'intégrité de la valeur d'hydrogène mesurée à la coulée. Les représentants d'EDF ont précisé que la mise en œuvre de cette évaluation était récente et que l'analyse d'EDF relative à l'intégrité des données avait consisté uniquement en un examen documentaire.
Transmettre l'échéancier d'analyse d'EDF de l'évaluation réalisée **pour l'atelier tôlerie ainsi que** l'aciérie d'Industeel le Creusot. Concernant les modalités relatives à l'intégrité des données définies au paragraphe 3 de l'annexe 1 du courrier ASN en référence [6], transmettre :
-votre analyse sur le niveau de détail de l'évaluation réalisée par EDF concernant la valeur d'hydrogène me**surée à la coulée ainsi que les actions correctives identifiées permettant de garantir** que les futures évaluations soient complètes et robustes, - votre avis sur **le plan d'action défini chez Industeel permettant de disposer d'un système de la** gestion de la qualité robuste concernant les gestes de **retranscription et de vérification des mesures** d'hydrogène.
Plus largement, transmettre l'analyse de l'adéquation des points évalués vis-à-vis de la liste des exigences figurant dans le courrier ASN en référence [6].
## Evaluation Du Risque Cfsi Par Le Pôle Gcpu D'Edf
Les représentants d'EDF du pôle GCPU ont précisé aux inspecteurs avoir mis en place récemment, suite aux demandes de l'ASN dans le cadre de l'inspection d'EDF chez le fournisseur ENSA en juillet 2021 : - des points d'échanges réguliers avec les industriels sur la connaissance de l'arrêté en référence [5], du risque CFSI, - un rapport d'évaluation à la sensibilisation des industriels aux notions AIP & CFSI destiné à évaluer le risque CFSI sur le périmètre de certains fournisseurs du pôle GCPU. EDF a précisé que ce rapport d'évaluation avait été appliqué chez Industeel le 11 février 2022 et qu'un support d'information du GIFEN (Groupement des Industriels Français de l'Energie Nucléaire) relatif au risque CFSI avait été également transmis à Industeel.
Préciser les modalités de déploiement, par le pôle GCPU, de cette évaluation de la sensibilisation des industriels aux notions AIP & CFSI. Préciser l'articulation entre ces évaluations et les visites de sensibilité CFSI **présentées par EDF** lors de l'inspection du 06 décembre 2021.
## Sélection D'Industriels Pour La Surveillance Spécifique Cfsi En Phase De Fabrication
La méthodologie EDF en référence [3] mentionne que des indicateurs sont remontés par les pôles de surveillance d'EDF en usine vers la direction industrielle d'EDF pour être analysés afin de cibler les industriels prioritaires nécessitant une surveillance associée au risque CFSI. Parmi ces indicateurs, il figure le nombre de FCE (Fiche de constats d'écarts) et le type d'écarts constatés (technique, documentaire). Le pôle GCPU d'EDF, en charge de la surveillance d'Industeel le Creusot, a présenté aux inspecteurs de l'ASN les remontées d'information réalisées. Dans le cadre de l'inspection en référence [4], le fournisseur Industeel a par ailleurs transmis à l'ASN la liste des écarts détectés par leur système qualité interne. Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur la prise en compte de ces écarts dans votre système d'analyse de la DI d'EDF et vous avez répondu que les écarts remontés étaient uniquement ceux détectés par EDF.
Transmettre les éléments d'une analyse avantage/inconvénient **de prise en compte des écarts** détectés par ses fournisseurs.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse
Prévention, détection et traitement des irrégularités par le fournisseur Industeel Les inspecteurs ont examiné les dispositions mises en œuvre par le fournisseur Industeel Le Creusot destinées à prévenir, détecter et traiter des irrégularités.
## Intégrité Des Données Relative Aux Analyses Chimiques
Les inspecteurs ont examiné le prélèvement d'échantillons à la coulée destinés à des analyses chimiques par le laboratoire d'essais INDUSTEEL.
Concernant l'analyse carbone-soufre des échantillons de lingots, la méthode de mesure décrite est la suivante : -Prélèvement avec une canne dans la poche en fusion et refroidissement du prélèvement -Réception du prélèvement par le laboratoire, -Préparation de l'échantillon,
-Analyse de l'échantillon sur l'analyseur Carbone-Soufre sur l'appareillage à écran tactile,
-Report des données sur un ordinateur connecté au logiciel EMS Les échantillons sont disposés dans une machine d'essais automatisée, les résultats sont affichés et transférés par l'opérateur vers le logiciel du laboratoire puis dans la base de production « MES ». Les représentants d'Industeel ont précisé : -qu'il était possible de « *décocher* » certains résultats, c'est-à-dire de procéder à l'exclusion de certains essais (hors cotes ou aberrants) avant l'envoi dans la base de données du laboratoire,
- qu'il était nécessaire de retenir au minium deux analyses lors d'une caractérisation de métallurgie secondaire,
-que la moyenne des résultats retenus était transmise vers la base de données du laboratoire puis enregistrée dans MES,
Les inspecteurs se sont interrogés sur les valeurs retenues par Industeel.
## Constat D'Écart Iii.1 :
Le constat réalisé interroge sur les conditions de mise en œuvre d'un **choix de valeurs d'hydrogène**
mesurées, notamment en lien avec les exigences relatives à l'intégrité des données **définies au** paragraphe 3 de l'annexe 1 d**u courrier ASN en référence [6].**
## Exigences Cfsi D'Industeel Vers Ses Fournisseurs
Industeel a valorisé les exigences spécifiques associées à cette thématique auprès de ses fournisseurs agréés, dans ses outils de lutte contre les CFSI. Industeel a précisé néanmoins que ces exigences étaient déclinées auprès des seuls fournisseurs de matières premières qui dépendent du site du Creusot. Cela exclue ainsi ceux dépendant directement du groupe Arcelor Mittal situé à Bruxelles. EDF a précisé avoir transmis à Industeel, le 12 mars 2018, le courrier en référence [1]. Ce courrier mentionne que le fournisseur Industeel doit indiquer les actions demandées à ses sous-traitants afin de garantir que les produits sont réalisées, suivi et contrôlés dans des conditions excluant tout risque de fraude et de contrefaçon. Constat d'écart III.2 : EDF ne s'est pas assuré de la déclinaison par Industeel, des exigences générales destinées à lutter contre **le risque CFSI, notamment pour ses fournisseurs en charge de** l'approvisionnement matière, ce qui contrevient à l'engagement pris dans le courrier en référence [1].
## Prise En Compte Du Rex : Modification De Certificats Matériaux
L'ASN et EDF ont été informées récemment d'une irrégularité de type fraude chez un fournisseur de tôle. Ce fournisseur a utilisé des certificats matériaux d'un fabricant, au format pdf pouvant être modifié, et y a inséré des données relatives à ses propres matériaux. Le retour d'expérience de ce cas montre qu'il est nécessaire que les certificats matériaux ne soient pas modifiables afin d'apporter de la robustesse à la traçabilité. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont consulté un certificat matériau d'Industeel disponible en version pdf dans la base de données i-service. Ils ont constaté que ce certificat était modifiable. Constat d'écart III.3 : La détection d'un certificat matériaux modifiable au sein d'Industeel contrevient aux articles 2.5.1 et 2.5.6 de l'arrêté en réfé**rence [5] déclinés dans le paragraphe 3**
relatif à l'intégrité des données du courrier [6].La récurrence de ce type d'écart et l'absence de détermination des causes et de la mise en œuvre d'actions efficaces contrevient à l'article 2.6.3 de l'arrêté en référence [5]. **L'absence de retour d'expérience contrevient à l'article 2.4.1 de l'arrêté [5].** La prise en compte de ces écarts devra être compatible, temporellement, avec les modalités d'investigation et de communication définies avec l'ASN sur le cas d'irrégularité **détecté chez le** fournisseur de tôle mentionné au paragraphe précédent.
## Processus De Recueil Des Signalements De L'Asn
Enfin, en lien avec l'exigence figurant au paragraphe 2 de l'annexe 2 du courrier ASN en référence [6], les inspecteurs ont interrogé EDF sur les modalités d'information d'Industeel du processus de recueil interne des signalements de l'ASN. Industeel a précisé avoir : -été informé par Framatome en 2019 mais ne pas avoir décliné ce point vers le personnel, - été récemment informé par EDF en février 2022 (sur la base d'un support de présentation du GIFEN) -réalisé une information auprès de ses salariés en début d'année à travers un module de formation. Les inspecteurs se sont rendus dans l'atelier aciérie afin d'interroger des salariés sur la connaissance du processus de recueil des signalements de l'ASN. Les inspecteurs ont constaté que les 8 salariés interviewés avaient réalisé la formation interne Industeel mais ne connaissaient l'existence du processus de recueil des signalements de l'ASN.
## Constat D'Écart Iii.4 :
La méconnaissance de ce point n'est pas conforme à l'objectif attendu par la mise en œuvre de l'information du processus **de recueil interne des signalements de l'ASN mentionné au paragraphe** 2 de l'annexe 2 du courrier ASN **en référence [6].**
## Module Formation Cfsi Industeel
Dans le cadre de ses outils destinés à prévenir, détecter et lutter contre les CFSI, Industeel a présenté aux inspecteurs de l'ASN son module de formation du personnel. Les inspecteurs ont constaté qu'Industeel ne mentionnait pas les cas d'irrégularités détectés chez Creusot Loire (anciennement Industeel Le Creusot). Observation III.1 : **Les inspecteurs considèrent que le retour d'expérience des irrégularités mis**es en évidence par le passé chez Creusot Loire mériterait d'être intégré au module d**e formation afin**
de garantir une meilleure appropriation de cette problématique.
## Procédure Industeel Relative Au Risque Cfsi
Industeel a valorisé, dans ses outils de lutte contre les CFSI la procédure relative au risque CFSI en référence [2]. Les inspecteurs ont constaté que cette procédure ne présentait pas une évaluation détaillée des risques CFSI des activités d'Industeel Le Creusot. Les inspecteurs ont considéré nécessaire que cette évaluation soit analysée par EDF afin de garantir que les mesures de prévention et de détection sont adaptées.
Observation III.2 : EDF s'assurera que l'évaluation des risques CFSI menée **par Industeel Le** Creusot pour ses activités réalisées dans les différents ateliers et laboratoires est robuste et permet ainsi de respecter les prescriptions mentionnées dans le courrier en référence [6].
## Traçabilité Des Réparations Par Soudage
En lien avec le retour d'expérience relatif au traitement des dossiers « non barrés » de Creusot Loire et des écarts constatés ces dernières années concernant l'absence de traçabilité de réparation par soudage chez plusieurs sous-traitants d'EDF, les inspecteurs de l'ASN ont analysé le processus de réparation par soudage chez Framatome Le Creusot, sous-traitants d'EDF pour la réalisation de produits moulés.
Les représentants de Framatome ont présenté le processus de réparation par soudage pour des projets étrangers en précisant que les modalités de réparation des équipements destinés aux futurs projets français seraient similaires. Les inspecteurs ont noté positivement l'établissement d'un retour d'expérience des réparations par soudage réalisées sur l'EPR du projet Taishan, pour l'EPR du projet HPC. Une fois la réparation de soudage envisagée, une fiche technique de soudage (FTS) est pré-établie par l'ingénieur soudeur qui remplit en amont le DMOS à utiliser. Le soudeur référence ensuite la référence du lot de métal d'apport reçu auprès du magasin. Dans le cadre du Rex des irrégularités détectées ces dernières années, les analyses des causes ont mis en évidence des écarts dans le processus de saisie, de validation de la documentation technique associée aux réparations ainsi que dans les conditions d'attribution et de retrait des matériaux d'apport destinés aux réparations par soudage. Framatome a précisé aux inspecteurs ne pas disposer de procédure définissant les responsabilités dans la préparation et l'exécution de ces opérations.
## Observation Iii.3 :
En lien avec le retour d'expérience et notamment les analyses de causes menées sur les écarts de traçabilité associées aux réparations par soudage détectées chez plusieurs industriels et en amont des opérations de réparation par soudage qui seront réalisées sur les prochains équipements nucléaires français, EDF s'assurera que Framatome ait établi un processus robuste définissant les responsabilités des différents acteurs dans la préparation, l'exécution et le suivi des opérations de réparation de soudage. Les écarts de traçabilité des réparations par soudage détectées lors de l'instruction des dossiers « *non* barrés » des pièces moulées de Creusot Loire sont encore rencontrés aujourd'hui. En effet, quatre cas d'irrégularités remontés par EDF à l'ASN démontrent l'existence d'écarts et de manquements dans les processus de réparations par soudage chez plusieurs industriels. Ces situations sont susceptibles de constituer des écarts aux exigences des articles 3.1 et 3.5 de l'arrêté en référence [7] et 2.5.2 de l'arrêté en référence [5]. Observation **III.4** :
Des demandes complémentaires de l'ASN seront formalisées dans un courrier ASN spécifique compte tenu de l'analyse du plan d'actions défini par EDF dans le cadre du courrier en référence [8] concernant la traçabilité des réparations par soudage **mais également des conclusions EDF** présentées dans le courrier en référence [9]. Vous voudrez bien me faire part, **sous deux mois**, et selon les modalités d'envois figurant ci**-dessous**, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations et répondre aux demandes susmentionnées reprises en paragraphe II du présent courrier.
Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
La D*irectrice de l'ASN/DEP*
Signé Corinne SILVESTRI
# Annexe 1 Du Courrier Codep-Dep-2022-019042
[1] C/EM/DPNT/18-43_04 du 12 mars 2018 : Courrier EDF relatif à la prise en compte du risque de fraude et de contrefaçon [2] Procédure CSDO IF SMQ 006 rev 2
[3] D309518008302 B : Note méthodologie de prévention et de gestion de produits contrefaits ou frauduleux - CFSI - Domaine mécanique usines
[4] INSSN-DCN-2022-0846 du 05 avril 2022
[5] Arrêté du 07 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [6] Courrier ASN CODEP-DEU-2018-021313 du 15 mai 2018 : Dispositions relatives à la prévention, la détection et le traitement des irrégularités (fraudes) [7] Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires [8] Courrier EDF D309521035184 : Rapport de synthèse de l'événement SAFAS
[9] Courrier EDF D309521042379 : Revue des dossiers de fabrications des produits moulés de Creusot Loire Industrie - Note de synthèse |
INSSN-CAE-2022-0213 | Référence courrier : CODEP-CAE-2022-019311 **A Caen, le 14 avril 2022**
Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Centrale nucléaire de Paluel, réacteur n°4, INB n°115.
Inspection n° INSSN-CAE-2022-0213 du 7 avril 2022.
Inspection réactive sur évènement.
Références :
[1] **- Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base 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 7 avril 2022 sur le CNPE de Paluel, à la suite de l'évènement significatif impliquant la sureté survenu le 26 mars 20221 **sur le réacteur**
n°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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection réactive menée le 7 avril 2022 au sein du CNPE de Paluel faisait suite à l'information de l'ASN d'un évènement significatif impliquant la sureté survenu le 26 mars 2022, déclaré par le CNPE le 29 mars 2022, et classé au niveau 1 de l'échelle INES. Cet évènement concerne le non-respect de la conduite à tenir prévue par les règles générales d'exploitation du réacteur 4 concernant une concentration en bore du circuit primaire inférieure à la concentration requise. Ce non-respect est consécutif à une injection de bore dans le circuit primaire lancée de manière inappropriée lors des opérations de mise à l'arrêt et de convergence du réacteur n°4.
Les inspecteurs sont revenus sur le déroulement des faits et ont pu échanger avec le chef du service conduite délégué. Ils ont examiné les actions de conduite réalisées sur l'installation avant, pendant et après l'évènement. Ils ont également examiné la préparation de l'équipe de conduite à réaliser la réalisation des opérations de mise à l'arrêt du réacteur. Les inspecteurs se sont en outre fait présenter les causes premières ayant conduit à l'événement. Ils ont également contrôlé les dispositions mises en œuvre pour leur traitement. Les inspecteurs ont ainsi pu contrôler ces mesures réactives, dont notamment les actions de formation et d'évaluation des agents de conduite.
Au vu de cet examen, les inspecteurs estiment que la gestion de l'évènement a été satisfaisante. Ils ont relevé la bonne application des consignes de conduite à la suite de l'évènement dont notamment l'entrée et la sortie dans le document d'orientation et de stabilisation. Ils ont également noté la volonté du CNPE de s'assurer que l'ensemble de l'équipe de conduite concernée par l'évènement était apte à reprendre le travail en toute confiance et sérénité. La réalisation de sessions de formation et d'évaluation dédiées sur simulateur est notée positivement. Toutefois, les inspecteurs ont également relevé, parmi les causes ayant conduit à l'évènement, des points nécessitant des actions correctives. En effet, la réalisation des réunions préparatoires au lancement des activités ne semble pas à l'attendu au sein des équipes de conduite. Celles-ci n'ont pas permis d'identifier la mauvaise représentation des activités à réaliser par certains intervenants. Les inspecteurs notent également une difficulté à traiter les fragilités identifiées au sein des équipes de conduite en termes de formation. Enfin, un retour d'expérience semble également à prendre en compte concernant les instructions de conduite fournies aux opérateurs pour les opérations de convergence, les consignes actuelles pouvant prêter à confusion dans certaines situations.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Néant.
## Ii. Autres Demandes Prise En Compte Du Retour D'Expérience De L'Évènement Instructions De Conduite :
Les inspecteurs ont examiné les documents opérationnels mis à la disposition des opérateurs de conduite dont notamment les consignes de l'opérateur réacteur. Les séquences relatives à la baisse de puissance du réacteur et à la convergence de celui-ci ont été étudiées plus particulièrement. Les inspecteurs estiment que le cheminement dans le module permettant la baisse de puissance n'est pas optimal car le test initial réalisé sur le niveau de puissance, qui est comparé au niveau de puissance visé ne fait pas l'objet d'un rebouclage après l'application des consignes relatives à la baisse de puissance si celle-ci était trop élevée. Etant donné que l'opérateur réacteur a réalisé une injection d'eau borée à un niveau de puissance inapproprié, le non-renouvellement du test dans le logigramme des consignes de conduite est susceptible d'entrer dans les causes ayant conduit l'opérateur à effectuer une opération de borication au mauvais niveau de puissance.
## Réalisation Des Réunions Préparatoires Au Lancement Des Activités :
Les inspecteurs ont noté que la réalisation de la réunion préparatoire au lancement des activités de conduite (pré-job briefing) de l'équipe de quart en poste, à savoir les activités de mise à l'arrêt du réacteur n°4, n'avait pas permis d'éviter la mauvaise représentation des activités à réaliser par certains intervenants. En effet, vos représentants ont indiqué que le pré-job briefing réalisé avant le début du transitoire de convergence a été mené par une simple prise de parole du pilote de tranche. Les opérateurs de conduite n'ayant pas pu s'exprimer sur leurs activités. Cette pratique ne permet pas de détecter les lacunes de préparation de chacun des intervenants ou bien la mauvaise représentation des activités à réaliser par chacun des intervenants. Les pré-job briefing sont pourtant une des parades mise en avant par votre Directive Interne n°118 lors de la réalisation de transitoire sensible d'exploitation. Il semblerait que ces pratiques de réalisation des pré-job briefings soient généralisées à toutes les équipes de conduite.
Demande II.1 : Effectuer une analyse des causes ayant conduit à l'évènement en prenant en compte les remarques formulées ci-dessus. Cette analyse pourra être transmise dans le cadre du compterendu d'évènement significatif.
Demande II.2 : Prendre les mesures adéquates pour éviter le renouvellement de l'évènement.
## Comptabilisation Des Situations
Les inspecteurs ont souhaité examiner les impacts potentiels de l'évènement sur l'installation. En effet, l'évènement a entrainé une baisse de la température moyenne du circuit primaire principal, et donc une contraction de l'eau primaire a été constatée accompagnée d'une baisse du niveau pressuriseur.
Cette baisse a entrainé l'isolement de la ligne de décharge du circuit RCV2**. La gestion de l'évènement**
a conduit par la suite à une augmentation du niveau d'eau du pressuriseur par l'arrivée de l'eau plus froide du circuit primaire principal et en conséquence, une inversion du sens d'écoulement de l'eau dans la ligne d'expansion du pressuriseur. Vos représentants ont indiqué que ce transitoire allait faire l'objet d'un dossier de comptabilisation des situations sur la base d'un transitoire non classé. Celui-ci n'étant pas encore constitué, ils ont indiqué qu'il couvrirait l'évolution des températures du circuit primaire principal ainsi que le choc thermique créé par l'isolement de la décharge RCV ainsi que le potentiel choc thermique sur le fond du pressuriseur. Demande II.3 : Transmettre le compte rendu des situations comptabilisées pour le circuit primaire principal lors du transitoire engendré par l'évènement.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Formation Et Gestion Des Compétences Des Agents De Conduite
Les inspecteurs ont examiné les cursus de formation et de maintien des compétences des agents du service Conduite et plus particulièrement ceux des agents composant l'équipe de conduite en poste lors de l'évènement. Les inspecteurs ont noté que deux membres de l'équipe de conduite avaient été formés sur simulateur au transitoire de convergence quatre mois avant l'évènement. Cette formation fait normalement l'objet d'une évaluation des agents identifiant les axes de progrès ou lacunes éventuelles. Les formateurs tracent leurs observations dans une fiche d'aide à la progression qui doit être transmise au responsable de l'équipe. Celle-ci permet ainsi au chef d'exploitation de s'assurer du maintien et du développement des compétences des agents de son équipe. Vos représentants n'ont pas été en mesure de fournir aux inspecteurs cette évaluation.
## Observations Iii.1 : La Traçabilité De L'Évaluation Des Agents Lors Des Formations Doit Être Assurée.
Les inspecteurs ont également examiné les revues de compétences des agents réalisées au sein de chaque équipe et qui permettent d'identifier leurs fragilités. Le chef d'exploitation responsable de l'équipe en quart lors de l'évènement avait identifié en novembre 2021 la nécessité de renforcer le travail de préparation des activités sensibles réalisées par son équipe puisqu'elle comptait deux nouveaux agents. Il avait donc été décidé de proposer des formations supplémentaires dîtes de « traces libres » sur simulateur afin de compléter les lacunes liés au manque d'expérience. Cependant, ces formations n'ont pas pu être réalisées faute de temps. Le planning de formation de base étant déjà chargé, il n'est généralement pas possible de réaliser des formations spécifiques en supplément.
## Observations Iii.2 : Les Actions Complémentaires De Formation Ayant Pour But De Traiter Les Lacunes Identifiées Doivent Pouvoir Être Réalisées En Sus Du Programme De Formation Courant.
Les inspecteurs ont noté que le service Conduite œuvre pour concevoir et proposer à ses agents une formation locale dédiée à la surveillance en salle de commande dans laquelle l'organisation de l'équipe de quart et le rôle et la posture de chaque agent dans la surveillance sera explicité. Le service commun de formation n'a pas accepté d'intégrer cette formation jugée « non technique » dans le programme de maintien de capacité des agents de conduite. Le service Conduite a pris finalement en charge l'organisation d'une session expérimentale début mars 2022 mais il s'avère que les agents ont du mal à libérer le temps nécessaire pour la suivre. En lien avec les défauts de supervision technique de l'activité lors de l'évènement, les inspecteurs considèrent qu'il est profitable aux équipes de quart de suivre cette formation.
Observations III.3 : L'action complémentaire de formation ayant pour but de clarifier l'organisation de la surveillance en salle de commande mérite d'être réalisée par l'ensemble des équipes de quart.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au **chef de division**
Signé par Gaëtan LAFFORGUE-MARMET |
INSSN-LYO-2022-0421 | Référence courrier : CODEP-LYO-2022-017930 Monsieur le directeur Institut Laue Langevin BP 156 38042 Grenoble Cedex 9 Lyon, le 15 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB) - Réacteur à haut flux (RHF) - INB n° 67 Lettre de suite de l'inspection du 05/04/22 sur le thème « incendie »
N° dossier : Inspection INSSN-LYO-2022-0421 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB [3] Décision 2014-DC-0417 de l'ASN du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux INB pour la maîtrise des risques liés à l'incendie [4] Décision 2013-DC-0360 modifiée de l'ASN du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des INB
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée de votre établissement de Grenoble a eu lieu le 5 avril 2022 sur le thème « incendie ».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection inopinée du 5 avril 2022 du réacteur à haut-flux (INB n° 67) exploité par l'Institut Laue Langevin (ILL) avait pour principal objectif de vérifier le respect des dispositions en matière de gestion des risques liés à l'incendie. Dans un premier temps, les inspecteurs ont testé les capacités d'intervention de l'exploitant par le biais d'un exercice réalisé en dehors des heures ouvrées. Une simulation de feu à proximité d'un bâtiment auxiliaire, l'ILL10, a été réalisée. Puis, les inspecteurs ont examiné les dispositions de l'exploitant en matière de gestion des risques liés à l'incendie et aux matières dangereuses, notamment inflammables. Ils ont également effectué une visite de plusieurs locaux de l'ILL10 et ILL46.
Les conclusions de cette inspection sont contrastées. D'une part, des points positifs ont été constatés.
L'équipe de première intervention a correctement pris en charge la situation accidentelle simulée. Le personnel appelé en renfort pour la gestion de l'événement a rapidement rejoint l'installation. Par ailleurs des progrès dans la gestion du risque incendie ont été relevés au travers de l'avancement du plan d'action pour la collecte des eaux d'extinction, ainsi que la mise à jour de l'étude de risque incendie. Les compléments opérationnels apportés à la consigne particulière d'exploitation n°190, relative aux interventions en cas d'incendie ou d'explosion, constituent également une amélioration. D'autre part, plusieurs actions correctives sont nécessaires pour résorber les écarts mis en exergue durant l'exercice et l'examen de l'organisation de l'exploitant. Elles concernent notamment certaines dispositions pratiques et organisationnelles de l'intervention relatives à l'identification des risques notamment conventionnels et à la gestion du risque de pollution de l'environnement. Des compléments sont à apporter à l'étude de risque incendie et la gestion opérationnelle de certains aspects pratiques est à renforcer. D'autre part, concernant la gestion des substances dangereuses, une amélioration de la rigueur de leur registre ainsi que la conformité de leur gestion par rapport aux règles liées à la maîtrise du risque incendie sont attendues par l'ASN.
## A. Demandes D'Actions Correctives Dispositions D'Intervention Contre L'Incendie Récupération Des Polluants En Cas D'Incendie
L'article 3.2.1-2 de l'annexe de la décision [3] dispose que *« Les moyens matériels d'intervention et de lutte* contre l'incendie mis en place, ainsi que le système de récupération des agents d'extinction ayant été utilisés sont tels que leur mise en œuvre ne puisse pas entraîner la perte de l'une des fonctions citées à l'article 3.4 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé ou une perte du confinement des substances 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 demandé à vos équipes de procéder de manière inopinée à un exercice de simulation d'un accident au sein de l'INB. Pour cela, un inspecteur s'est rendu à la limite nord de vos installations, devant le bâtiment ILL10. Il a indiqué à l'agent de sécurité qui l'accompagnait qu'un chariot élévateur venait de percuter une porte d'un local d'entreposage du bâtiment et que ce chariot commençait à prendre feu. Dans un premier temps, l'agent de sécurité a correctement pris en charge la victime fictive. L'inspecteur lui a indiqué que du liquide s'écoulait du local accidenté et que la nappe ainsi formée s'enflammait. Trois équipiers locaux de premiers secours, agents d'exploitation de l'installation, sont arrivés sur les lieux de l'accident simulé. Ils ont mis en place un dispositif de protection thermique, type lance écran, afin de protéger un stockage de bouteilles de gaz attenant puis ont arrosé la zone de l'incendie simulé. Le chef des secours a recherché des dispositifs de protection du réseau d'eaux pluviales dans son véhicule d'intervention mais ceux-ci n'y étaient pas. Il a quitté les lieux pour récupérer ces équipements dans un local technique. Les équipements permettant d'empêcher la pollution du réseau d'eaux pluviales, constitués de couvercles de bouche d'égout portables et de bermes de confinement, ont été mis en place 20 minutes après l'actionnement des systèmes d'extinction. Durant cette période, une quantité importante d'eaux d'extinction, contenant fictivement des substances dangereuses, a gagné le réseau d'eaux pluviales.
Dans la journée, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'un important projet de confinement des eaux d'extinction était en cours de déploiement. Vous vous êtes d'ailleurs engagé auprès de l'ASN par courrier DRe SP/nvt 2022-0307 du 30 mars 2022 à finaliser ce projet avant le 31 mars 2024.
Néanmoins, les inspecteurs considèrent que dans l'attente de la mise en œuvre des solutions fixes envisagées dans votre projet vous devez, dans les plus brefs délais, nettement améliorer le temps de mise en place des dispositifs mobiles utilisés au cours de l'exercice. A.1 : Je vous demande de prendre les actions nécessaires pour drastiquement réduire le **temps de** mise en œuvre des systèmes mobiles de confinement et de collecte des agents d'extinction ou des substances dangereuses en cas d'incendie.
Durant l'exercice, les inspecteurs en salle de contrôle ont informé le chef de quart de l'apparition fictive d'une alarme intitulée « ILL28 Défauts EP/pH/cond/O2 » sur la verrine BS13-1-3. Cette alarme s'active lorsque le pH mesuré en sortie du réseau des eaux pluviales est en dehors des valeurs normales. L'inspecteur lui a indiqué qu'une dérive du pH des eaux pluviales y était visible sur l'outil de supervision numérique TCMS (traitement centralisé des mesures et signalisations). Le chef de quart a alors simulé l'activation du plan d'urgence interne (PUI) par rapport au critère C1 : « Incendie avec risque de nuisance hors du site ». Il a contacté un agent d'astreinte en environnement afin de lui demander de rejoindre l'installation.
Peu après, un agent du service environnement a signalé sa présence au chef de quart. Celui-ci lui a demandé de confirmer la valeur de pH mesurée en sortie des eaux pluviales. Les inspecteurs en salle de contrôle ont alors indiqué qu'une valeur de pH supérieure au seuil maximum, était fictivement confirmée par l'agent environnement. Vos équipes ont indiqué que la conduite à tenir en cas de confirmation d'un dépassement de seuil de pH sur le réseau d'eaux pluviales était de prévenir la métropole de Grenoble. Les équipes en support à la gestion de crise ont préparé les communications correspondantes.
De plus, les inspecteurs ont relevé que la CPE 203, consulté à indice E, ne prévoit pas d'actions correctives adaptées pour limiter un rejet de pollution par le réseau des eaux pluviales en situation d'incendie, comme la mise en place de dispositifs d'obturation du réseau par exemple. Ils soulignent que les agents de la force locale de secours (FLS) du CEA Grenoble leur ont indiqué disposer de tels dispositifs mobiles.
A2 **: Je vous demande de réviser votre conduite à tenir en cas de pollution du réseau des eaux**
pluviales afin de la confiner dans les meilleurs délais.
Les inspecteurs ont noté que les fiches d'aide au traitement de l'alarme, dénommées fiches SAED,
n'avaient pas été consultées par vos équipes pour déterminer la conduite à tenir suite à l'apparition de cette alarme sur la verrine. La consigne particulière d'exploitation (CPE) n°203 relative à la station de contrôle des eaux usées et pluviales ILL28 n'a pas non plus été consultée.
Par ailleurs, l'agent de sécurité à l'entrée du site n'a pas consulté la procédure de sécurité opérationnelle en préparation de l'accueil des secours extérieurs.
A.3 : Je vous demande de **renforcer l'usage des documents de support à l'exploitation en situation**
de crise.
L'article 2.1.3 de la décision [4] dispose que « I. L'exploitant établit et tient à *jour des plans et des descriptifs* associés :
- *des réseaux comprenant des éléments de l'installation, tels que mentionnés au II de l'article 4.3.3 de* l'arrêté du 7 février 2012 susvisé susceptibles d'être en contact avec des substances dangereuses ou radioactives ;
- *des réseaux de prélèvements et de distribution d'eau ;*
- *des réseaux d'échantillonnage, de collecte, de traitement, de transferts ou de rejets d'effluents ;*
- des émissaires.
II. - Ces plans et descriptifs associés font apparaître l'ensemble des caractéristiques des réseaux et des émissaires et les dispositifs permettant la prévention et la limitation de pollutions accidentelles. Le plan des réseaux de collecte des effluents fait notamment apparaître les secteurs collectés, les points de collecte, de branchement
(regards, avaloirs…), les dispositifs de protection (évents, vannes manuelles et automatiques, clapets anti-*retour...), les moyens de traitement et de mesure (postes de relevage, postes de mesure…).»*
Les inspecteurs ont consulté le plan référencé 00-0U-A0, indice M, relatif aux réseaux extérieurs d'eaux pluviales notamment. Ils ont noté que ces plans ne font pas apparaître les secteurs collectés pour les eaux pluviales. De plus, ils ne sont pas à jour de la mise en place de la zone à accès contrôlé, qui en a modifié les écoulements.
A.4 : Je vous demande de compléter et de **tenir à jour les plans de collecte des effluents en cas de**
déversement accidentel. Vous inclurez ces plans aux documents d'intervention des équipes de secours.
## Identification Des Risques
L'article 7.1 de l'arrêté [2] dispose que « *L'exploitant met en œuvre une organisation, des moyens matériels* et humains et des méthodes d'intervention propres, en cas de situation d'urgence, de manière à :
- assurer la meilleure maîtrise possible de la situation, notamment en cas de combinaison de risques radiologiques et non radiologiques ;
- *prévenir, retarder ou limiter les conséquences à l'extérieur du site.* ».
Au cours de l'exercice, les inspecteurs ont relevé un manque d'identification des risques pour les intervenants et pour l'évaluation des conséquences potentielles à l'extérieur du site. Dès le début des opérations, le chef des secours a demandé au chef de quart la nature des matières présentes dans le local percuté par le chariot et les risques associés. Il a confirmé aux inspecteurs en fin d'exercice qu'il n'avait pas obtenu ces informations.
Les inspecteurs en salle de contrôle ont également relevé que des membres de l'équipe de gestion de crise, venus en renfort des équipes postées, se sont interrogés sur la nature du chargement du chariot.
Pourtant, cette question n'a pas été prise en compte. Les équipes d'intervention n'ont pas été interrogées sur la présence éventuelle de matières dangereuses ou radioactives transportées par le chariot.
Enfin, dans le cadre des communications préparées lors de l'activation simulée du plan d'urgence interne, vos représentants ont mentionné « ILL10 : bâtiment conventionnel, présence de bouteilles de gaz inertes ». Cependant le local impliqué dans l'accident ne contenait pas les matières citées mais des déchets chimiques dangereux.
## A.5 : Je Vous Demande De Modifier Votre Organisation De Gestion De Crise Afin D'Identifier Rapidement L'Ensemble Des Risques Concernés Par La Situation Incidentelle Ou Accidentelle.
Les inspecteurs ont également noté que les équipes d'intervention ne disposaient pas des documents et plans d'intervention prévus. Le chef d'équipe des secours n'a pas trouvé ces éléments dans son véhicule d'intervention. Les agents de la FLS du CEA Grenoble n'en disposaient pas non plus. Les inspecteurs soulignent que ce point avait déjà été soulevé lors d'un exercice en 2020 et que l'ASN vous avait demandé de mettre à disposition des secours extérieurs les plans et informations nécessaires dès leur arrivée. Par votre courrier DRe SZ/cv 2021-0039 du 12 janvier 2021, vous aviez indiqué que la FLS
du CEA devait arriver sur site avec l'ensemble des équipements nécessaires. A.6 : Je vous demande de prendre les dispos**itions nécessaires pour que les équipes d'intervention,**
locales et extérieures, disposent des documents d'intervention adéquats **à leur arrivée sur les lieux.**
## Communication Et Alerte
A la suite de l'inspection du 14 octobre 2020, vous vous êtes engagé par courrier DRe SZ/cv 2021-0039 du 12 janvier 2021 à mettre en place un protocole de communication sécurisée à partir du premier semestre 2021. Les inspecteurs ont noté que des techniques de communication sécurisées ont été employées par vos équipes d'intervention en début d'exercice mais qu'elles ont rapidement été abandonnées. Par ailleurs, ils ont noté que seuls les agents de secours avaient utilisé cette technique.
Les renforts arrivés dans le cadre de l'appel de groupe n'ont pas utilisé de méthode structurée de communication orale. A.7 : Je vous demande de r**enforcer l'usage des principes de communication sécurisé en situation**
de crise.
## Risque De Sur-Accident
Durant l'intervention, les inspecteurs ont relevé que vos équipes n'avaient pas limité les conditions d'accès à la zone de l'accident. Ils ont indiqué aux équipes de secours qu'une importante fumée était formée par l'incendie, mais la circulation sur la voie à quelques mètres sous le vent de l'intervention n'a pas été coupée et de nombreux véhicules y ont circulé. Les inspecteurs ont conscience que l'absence de fumée réelle rend plus difficile la prise en compte de cet aspect de l'intervention, néanmoins, ils considèrent que la sécurisation de la zone d'intervention et des voies de circulation attenantes doit faire l'objet d'une attention particulière.
A.8 **: Je vous demande de renforcer vos dispositions de prévention des risques de sur-accident aux** abords de la zone d'intervention.
## Démonstration De Maîtrise Des Risques Liés À L'Incendie 5
L'article 1.2.2 de l'annexe de la décision [3] dispose que « *En matière de maîtrise des risques liés à l'incendie* et pour l'application des dispositions relatives à la démonstration de sûreté nucléaire définies au titre III de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé, une démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie est présentée par l'exploitant dans le rapport de sûreté. Cette démonstration justifie que les dispositions de conception, de construction et d'exploitation prises à l'égard des risques liés à l'incendie *sont appropriées et définies selon les* principes fixés à l'article 1.2.1. Elle comporte les évaluations des conséquences prévues par l'article 3.7 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé. Elle est établie selon une approche proportionnée aux enjeux, en application des dispositions de l'article 1er.1 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé. ».
Les inspecteurs se sont rendus dans le local S19 du bâtiment ILL46 dénommé « Science Building ». Il s'agit d'un local de stockage contenant des matières dangereuses, dont une quantité relativement importante de solvants inflammables. Ils ont relevé que votre étude de risque incendie (ERI), consulté à l'indice G, n'apportait pas la démonstration de la maîtrise des risques liés à l'incendie (DMRI) de ce local. De ce fait, ils ont noté que les règles opérationnelles de prévention et de protection qui découlent de cette étude n'y sont pas applicables (gestion de la charge calorifique par exemple).
A.9 : Je vous demande de réaliser la DMRI du local S19 de l'ILL46 **et me transmettre vos** conclusions.
A.10 : Je vous demande d'analyser pourquoi le local S19 de l'ILL46 n'a pas fait l'objet d'une DMRI
en application de votre ERI. Si cette analyse vous amenait à détecter **une lacune méthodologique** dans l'identification des cibles potentielles d'un incendie relative aux substances dangereuses, vous réviserez **votre ERI sous un échéancier que vous me transmettrez.**
Les inspecteurs se sont intéressés à la vérification périodique des données d'entrée de votre ERI. Vos représentants leur ont indiqué qu'un inventaire avait été réalisé local par local en 2018 afin de déterminer les charges calorifiques présentes, les quantités et natures de substances toxiques, radioactives, inflammables, corrosives, explosives (TRICE). Ils ont indiqué que des vérifications périodiques visant à s'assurer du respect de la maîtrise des charges calorifiques étaient réalisées, mais qu'il n'en était pas de même pour les substances TRICE. A.11 : Je vous demande de mettre en place des vérifications périodiques des données **d'entrée de**
votre ERI relatives à la nature et à la quantité des substances TRICE des locaux de l'INB.
## Gestion Opérationnelle Du Risque Incendie
Les inspecteurs se sont rendus dans les différents locaux de l'ILL10. Ils ont relevé des incohérences avec les fiches de criticité du risque incendie des locaux de votre ERI. La fiche du local ILL10 N102/1 indique qu'il contient des échantillons et qu'il est équipé d'une détection automatique d'incendie
(DAI). Les inspecteurs ont observé que ce local contenait plusieurs dizaines de bouteilles de gaz et n'était pas équipé de DAI. Ils ont noté que certaines numérotations de local n'étaient pas cohérentes entre l'ERI et le terrain.
## A.12 : Je Vous Demande De Mettre À Jour Les Fiches De Criticité Du Risque Incendie Des Locaux De L'Ill10. 6
Les inspecteurs ont observé qu'en raison des travaux en cours à l'ILL7, des matières dangereuses avaient temporairement été entreposées dans différents locaux de l'ILL10. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que la compatibilité de ces ajouts avec les dispositions de maîtrise du risque incendie n'avait pas fait l'objet d'une évaluation. De plus, les inspecteurs ont relevé que, bien que ces locaux soient classés à risque significatif par rapport à l'incendie, les fiches de gestion du risque incendie (FGRI) n'y étaient pas affichées. Ceci est contraire aux dispositions de votre procédure PROCSMI-29 relative à la gestion opérationnelle du risque incendie.
A.13 : Je vous demande de vous assurer du **respect des règles de gestion du risque incendie pour**
l'ajout des matières dangereuses et/ou inflammables entreposées à l'ILL10 durant les travaux de l'ILL7. Vous mettrez en place des mesures compensatoires le cas échéant ainsi que les affichages des FGRI.
Les inspecteurs ont observé que des mégots de cigarette étaient présents au sol devant le local S19 du bâtiment ILL46 alors que l'interdiction de fumer à cet endroit est matérialisée par deux panneaux.
A.14 : Je vous demande de faire respecter les interdictions de fumer devant les locaux **sensibles du** point de vue de l'incendie. L'article 2.2.2 de l'annexe de la décision [3] dispose que « *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 se sont rendus dans certains laboratoires de l'ILL46. Ils ont observé, dans les locaux 114 et 115, que des flacons de liquides inflammables en dehors de leurs périodes d'utilisation étaient entreposés dans des zones inadaptées. Dans le local 115, ils ont observé des bidons de liquides inflammables entreposés dans des sorbonnes qui n'étaient pas fermées. Ces consignes figurent pourtant dans vos notes de sécurité. A.15 : Je vous demande de faire respecter les **consignes de prévention relatives à la gestion des**
liquides inflammables.
## Gestion Des Substances Dangereuses
L'article 4.2.1.III de la décision [4] dispose que « *L'exploitant tient à jour un registre indiquant la nature, la* localisation et la quantité de*s substances dangereuses détenues ainsi qu'un plan général des entreposages.* ». Les inspecteurs ont consulté votre registre des substances dangereuses. Ils ont relevé plusieurs écarts :
le registre ne représente pas les substances réellement détenues : il est complété au fur et à mesure des entrées de substance dangereuses dans l'installation mais n'est pas actualisé lors des sorties ;
il est incomplet : certaines indication de nature, de localisation ou de quantité de substances sont manquantes ;
pour certaines substances, son format ne permet pas de déterminer la quantité de matière par local : dans certains cas, une seule ligne est créée par matière avec une quantité globale présente dans l'INB mais plusieurs locaux sont renseignés.
Lors de leur visite des locaux de l'ILL10 et 46, les inspecteurs ont également observé la présence de substances dangereuses n'apparaissant pas, pour les locaux concernés, dans votre registre. Ils ont relevé que certaines substances étaient présentes en quantité supérieure à celle renseignée. A.16 : Je vous demande de modifier votre organisation afin que votre **registre des substances**
dangereuses réponde entièrement **aux exigences de l'article 4.2.1 de la décision [4].**
L'article 4.1.1 de la décision [4] dispose que « I. - *Les installations sont conçues, construites, exploitées, mises* à l'arrêt définitif, démantelées, entretenues et surveillées de façon à prévenir ou limiter les rejets directs ou indirects de substances susceptibles de créer une pollution, vers le milieu récepte*ur ou les réseaux d'égouts.* II. - L'exploitant précise dans le système de gestion intégrée les dispositions d'exploitation et d'entretien mises en œuvre pour l'application du I. »
Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les modalités de gestion de votre registre des matières dangereuses n'étaient pas formalisées dans votre système de gestion intégré. Les inspecteurs considèrent que ces modalités devront définir les règles et responsabilités permettant une gestion de ce registre à la fois conforme aux exigences précitées et proportionnée aux enjeux, en application des dispositions de l'article 1er.1 de l'arrêté [2]. Ces modalités devront permettre d'obtenir les informations relatives à l'ensemble de substances dangereuses détenues dans votre installation, incluant donc les substances dont l'ILL n'est pas propriétaire, appartenant à l'EMBL, l'ESRF ou le CIBB par exemple. A.17 : Je vous demande de préciser les modalités de gestion de votre registre des matières dangereuses dans votre système de gestion intégré. Vous me transmettrez ce document lors de sa mise en application.
L'article 4.2.1.I 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 relevé que certains affichages des aires d'entreposage de substances dangereuses de l'ILL10 et 46 étaient incomplets. Vos équipes ont indiqué aux inspecteurs que certains affichages avaient par ailleurs été dédoublés à la suite d'une vérification extérieure. Les inspecteurs soulignent que les affichages de sécurité doivent être clairs, précis et ne doivent pas porter à confusion. A.18 : Je vous demande de mettre en conformité les affichages des aires d'entreposage de substances dangereuses avec les exigences de l'article 4.2.1 de la décision [4].
Lors de leur visite du local S19 de l'ILL46, les inspecteurs ont observé qu'une étagère contenait des entreposages de substances dangereuses dont l'emballage est fortement dégradé. Selon vos représentants, ces substances appartiendraient à l'ESRF. Au regard des pictogrammes présents sur les emballages, ces matières ont été produites avant 2009. Les inspecteurs n'ont pas trouvé de date de péremption sur les emballages concernés.
A.19 : Je vous demande de vérifier **que les substances dangereuses entreposées dans le local S19 de**
l'ILL46 dont les emballages sont altérés respectent les durées de péremption mentionnées dans leurs fiches de données de sécurité. Dans le cas contraire, vous les évacuerez.
## Accès Des Inspecteurs En Dehors Des Heures Ouvrées 7
L'article L171-1.I du code [1] dispose que « Les fonctionnaires et agents chargés des contrôles prévus à l'article L. 170-1 ont accès : 1° Aux espaces clos et aux locaux accueillant des installations, des ouvrages, des travaux, des aménagements, des opérations, des objets, des dispositifs et des activités soumis aux dispositions du présent code, à l'exclusion des domiciles ou de la partie des locaux à usage d'habitation. Ils peuvent pénétrer dans ces lieux entre 8 heures et 20 heures et, en dehors de ces heures, lorsqu'ils sont ouverts au public ou lorsque sont en cours des opérations de production, de fabrication, de transformation, d'utilisation, de conditionnement, de stockage, de dépôt, de transport ou de commercialisation mentionnées par le présent code ; 2° Aux autres lieux, à tout moment, où s'exercent ou sont susceptibles de s'exercer des activités soumises aux dispositions du présent co*de (…).* ».
Les inspecteurs se sont présentés à l'entrée de votre établissement à 6h. Dans un premier temps, l'agent de sécurité de l'entrée du site leur a refusé l'entrée. Il leur a indiqué ne pas disposer de protocole prévu pour permettre l'accès aux équipes d'inspection en dehors des heures ouvrées. Après plusieurs appels avec le chef de quart, l'entrée des inspecteurs a été autorisée à 6h30. Vos représentants leur ont indiqué dans la journée qu'une procédure prévoyait bien les modalités d'accès des équipes d'inspection à l'INB
en dehors des heures ouvrées.
A.20 : Je vous demande de former vos équipes à l'application de la procédure permettant l'accès des équipes d'inspection à vos installations en dehors des heures ouvrées.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Dispositions D'Intervention Contre L'Incendie Dimensionnement Des Moyens De Secours
L'article 2.1.1.III de l'arrêté [2] dispose que *« 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. ». Durant l'intervention, l'agent de sécurité a indiqué aux inspecteurs que les effectifs du groupe de sécurité était de trois personnes et que deux d'entre elles, celle du poste de commandement et de l'entrée du site, ne devaient pas quitter leur poste. Ce gréement correspond à une situation d'effectif réduit en raison de la période d'arrêt du réacteur. Aussi, l'agent de sécurité a indiqué aux inspecteurs qu'il devrait conduire lui-même la victime au service médical, laissant la zone de l'accident sans surveillance. Les inspecteurs lui ont demandé de ne pas réaliser cette action afin de se concentrer sur la maîtrise de l'incendie. Néanmoins, ils s'interrogent sur la suffisance des moyens de secours en cas de situation réelle impliquant un besoin de secours à victime et de lutte contre l'incendie durant les périodes d'effectif réduit. B.1 : Je vous demande de démontrer que les effectifs de l'équipe de sécurité sont suffisants **pour**
gérer une situation accidentelle impliquant secours à victime et intervention, y compris durant les phases d'arrêt du réacteur.
L'article 3.2.2-2 de l'annexe de la décision [3] dispose que « Si l'exploitant ne dispose pas lui*-même de* l'ensemble des moyens d'intervention et de lutte décrits dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie, il justifie qu'il dispose en permanenc*e de moyens matériels et humains suffisants pour accomplir les* actions nécessaires dans l'attente de la mise en œuvre des moyens de secours extérieurs à l'INB, en tenant compte de leurs éventuelles difficultés d'accès.
L'exploitant justifie le recours à ce*s services extérieurs en considérant les dispositions matérielles, humaines et* organisationnelles dont ils disposent et leurs délais prévisibles de mise en œuvre pour réaliser les actions retenues dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'ince*ndie. Les dispositions retenues pour faciliter leur* intervention sont précisées. L'exploitant prend notamment en compte les risques associés aux substances radioactives ou dangereuses et les situations plausibles de cumul d'évènements déclencheurs considérées dans la démonstration de sûreté nucléaire conformément aux dispositions de l'article 3.2 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé. ». La force locale de secours (FLS) du CEA Grenoble, équipe de secours professionnelle extérieure dont l'intervention est prévue dans le cadre d'une convention établie entre le CEA et votre établissement, s'est présentée sur les lieux de l'accident simulé. Son chef d'équipe a indiqué à l'inspecteur être en grève et en sous-effectif. Il a précisé qu'en situation réelle il n'aurait pas engagé de moyen mais qu'il avait pris la décision de se rendre sur les lieux de l'intervention simulée dans le cadre de l'exercice. Ces informations avaient été également données au chef de quart. Il a précisé à l'inspecteur que la FLS était en grève depuis la mi-janvier. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'en situation réelle, en cas d'indisponibilité de la FLS,
vos équipes auraient sollicités les services départementaux d'incendie et de secours (SDIS) de l'Isère.
Les inspecteurs soulignent que la présence de la FLS, sa connaissance de vos installations, sa disponibilité et sa réactivité, est valorisée comme une mesure organisationnelle de maîtrise des risques liés à l'incendie dans votre démonstration de maître des risques liés à l'incendie. Aussi, ils s'interrogent sur l'impact d'une grève durable des équipes de la FLS sur votre maîtrise de ces risques.
B.2 : Je vous demande d'évaluer l'impact d'une grève de plusieurs mois de la FLS **du CEA sur votre**
capacité à maîtriser des risques liés à l'incendie au regard de la valorisation de ces équipes dans votre démonstration de maîtrise de ces risques. Vous prendrez les mesures compensatoires nécessaires si cette évaluation en identifiait le besoin. Le chapitre 1 de vos règles générales d'exploitation (RGE) prévoit que le chef de quart et l'ingénieur de service soient, en cas d'incident, responsables de l'intervention immédiate. Le § 1.5.4 précise le rôle de l'ingénieur de service : « Il assume, par *délégation du Chef de la Division Réacteur, la responsabilité* d'intervention immédiate dans les différentes phases d'exploitation du réacteur y compris en cas de crise. Dans ce but, il peut être appelé de jour ou de nuit par la Salle de Contrôle du Réacteur. ».
Durant l'exercice, les inspecteurs ont relevé que la personne désignée comme l'ingénieur de service de la période était arrivée en salle de contrôle 1h30 après avoir été appelée par le chef de quart. Ils ont noté que le chef de quart avait été très fortement sollicité dans l'intervalle entre le départ des ELPI en intervention et l'arrivée des premiers renforts répondant à l'appel de groupe. Durant cette période, le chef de quart était seul en salle de contrôle. Toutefois, les inspecteurs ont relevé qu'il avait géré la situation de manière satisfaisante.
Cependant, le délai nécessaire à l'ingénieur de service pour rejoindre le chef de quart et assumer sa responsabilité dans la gestion immédiate de l'intervention interpelle l'équipe d'inspection. Effectivement, d'autres renforts se sont rapidement présentés et le rôle d'ingénieur de service a pu être attribué à un autre membre de vos équipes. Toutefois, le réacteur était à l'arrêt et l'exercice a débuté à 6h50 un jour ouvré. Bien qu'il ne soit pas prévu de délais d'intervention pour l'ingénieur de service dans vos RGE, les inspecteurs considèrent que la robustesse de votre organisation doit être démontrée pour des périodes où le foisonnement de personnel de jour, dont la disponibilité n'est pas garantie par un système d'astreinte, pourrait être moindre (périodes de congés de fin d'année ou d'été par exemple). B.3 : Je vous demande de démontrer que l'absence de délai d'intervention maximal de l'ingénieur de service dans vos RGE est compatible, en toute circonstance, avec les ressources nécessaires **pour**
gérer les phases d'intervention immédiates d'exploitation en cas de crise.
## Communication Et Alerte 9
Les inspecteurs ont noté que votre consigne particulière d'exploitation (CPE) n°190, relative aux interventions en cas d'incendie ou d'explosion, indice AY, et la CPE 237, relative à l'organisation en situation infra-PUI, indice K, mentionnent différents dispositifs d'alerte : l'appel aux autorités de l'ILL et l'appel de groupe. La différence entre les publics concernés et les modalités d'appel de ces groupes n'est pas claire pour les inspecteurs. B.4 : Je vous demande d'expliciter les différences entre les ensembles dénommés « **autorités ILL** » et « appel de groupe » et leurs modalités d'appel, en fonction des hora**ires notamment.**
## C. Observations Accessibilité Des Installations
Les nouveaux équipements de protection physique des installations n'ont pas empêché les équipes de secours d'accéder aux installations. Néanmoins, les inspecteurs ont relevé que le chef de l'équipe de secours puis la FLS avaient perdu plusieurs minutes pour franchir ses dispositifs de sécurité. Ils soulignent que votre organisation doit limiter les entrées et sorties de la zone à accès contrôlé autant que possible, en entreposant les moyens d'intervention nécessaires à l'intérieur de cette zone notamment.
## Outils De Gestion De Crise
Les inspecteurs en salle de contrôle ont relevé que le format de la main courante avait posé quelques difficultés dans la gestion de crise. En effet, le chef de quart, dès le début de l'exercice a pris note de la chronologie des événements et les différentes informations échangées par vos équipes. Lorsque des équipiers sont arrivés en renfort, cette tâche a été reprise par une autre personne. L'équipe de gestion de crise a ensuite été positionnée dans une autre salle. La main courante ayant tout d'abord été réalisée sur un cahier, ne permettait pas de facilement partager les informations. Elle a ensuite été réalisée sur un tableau effaçable, n'offrant pas une traçabilité optimum. Les inspecteurs estiment que la mise en place d'un outil adapté à la constitution d'une main courante serait un plus à la gestion de crise.
Les inspecteurs ont relevé que les documents et plans d'intervention en format papier constituaient un ensemble très volumineux. Leur utilisation et la recherche du document concerné parmi les centaines de feuillets n'est pas ergonomique. Les inspecteurs considèrent que la mise à disposition de ces informations au format numérique, avec évidemment des outils de lecture associés, et faciliterait grandement l'accès aux informations. 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 division Signé par :
Éric ZELNIO |
INSSN-DCN-2022-0845 | Référence courrier :
CODEP-DCN-2022-035577 Monsieur le Directeur, EDF UTO 1, avenue de l'Europe CS 30 51 MONTEVRAIN
77 771 MARNE LA VALLEE Montrouge, le 19 septembre 2022 Objet : Contrôle de l'approvisionnement des matériels des centrales nucléaires, Thème R9.9 Lettre de suite de l'inspection du fournisseur « EATON - SOURIAU »
N° dossier : Inspection n°INSSN-DCN-2022-0845 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V
[3] Arrêté du 7 février 2012 modifié relatif aux installations nucléaires de base
[4] Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires [5] Courrier de l'ASN référencé CODEP-DEU-2018-021313 relatif à la détection et au traitement du risque de fraude et de contrefaçon
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection courante de votre fournisseur EATON
SOURIAU a eu lieu le 05 avril 2022 sur le thème R9.9 « Fournisseurs ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
Cette inspection concerne l'examen des dispositions mises en œuvre par votre fournisseur SOURIAU pour respecter les exigences associées à la fabrication des composants destinés aux centrales nucléaires.
Les inspecteurs ont vérifié par sondage les dispositions mises en œuvre par le fournisseur SOURIAU concernant l'intégrité des données, la prévention du risque de fraude et de contrefaçon, la maitrise de la sous-traitance, le processus de qualification ainsi que le traitement des non-conformités de production du fournisseur. Au vu des points examinés par sondage par les inspecteurs de l'ASN,
l'organisation définie et mise en œuvre par votre fournisseur concernant la fabrication des composants destinés aux centrales nucléaires apparaît satisfaisante. Les inspecteurs ont noté positivement le contenu de la formation « sensibilisation à la sûreté nucléaire », notamment sur la prévention du risque de fraude ainsi que le référencement du site web de l'ASN pour réaliser tout signalement. Les inspecteurs ont constaté que les valeurs enregistrées dans l'ERP le progiciel de gestion intégré ne peuvent être ni supprimées ni modifiées, participant favorablement à l'intégrité des données. Les inspecteurs de l'ASN ont également souligné la bonne pratique de sauvegarde des enregistrements sur le site d'un prestataire dédié, sur le long terme, après la première année d'archivage chez SOURIAU. Enfin, les inspecteurs considèrent favorablement le fait de réaliser lors de la réception un double contrôle matière des certificats avec envoi par sondage de lots de matière pour recontrôle au CETIM. Les inspecteurs ont cependant noté que les processus de suivi de maitrise de la chaine sous-traitance et de gestion des modifications matérielles et documentaires doivent être renforcés. Par ailleurs, les inspecteurs ont attiré l'attention du fournisseur sur la caractérisation des non-conformités.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement Sans Objet Ii. Autres Demandes Processus De Formation Et De Gestion Des Compétences
L'article 2.5.5 de l'arrêté INB dispose que : *« Les activités importantes pour la protection [AIP], 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. » Les inspecteurs ont examiné le processus de formation des personnels et la prise en compte des recommandations portées par le courrier en référence [5]. La procédure PS 41 « gestion des spécificités pour les produits nucléaires » précise que l'entreprise SOURIAU forme ses personnels à la culture de sûreté nucléaire lors de sessions de formation. Les représentants de l'entreprise SOURIAU ont indiqué que les formations sont réalisées en interne ou externalisées. La procédure PS 41 « gestion des spécificités pour les produits nucléaires », indique également que ces formations doivent être réalisées tous les deux ans. Les inspecteurs ont pu constater par sondage auprès des salariés que le délai des deux ans est respecté. Les inspecteurs notent également que les dispositions sont prises pour que les intervenants soient évalués, pour vérifier que les enjeux de sûreté nucléaire sont assimilés. Le contenu du support de formation apparait satisfaisant, notamment sur la partie fraude. Cela étant, les inspecteurs ont pu constater que l'entreprise SOURIAU n'a pas d'indicateurs pour vérifier que le délai de deux ans entre chaque session de formation n'est pas dépassé. Par ailleurs, les représentants de l'entreprise SOURIAU ont indiqué que la mise en place d'une partie fraude de la session de formation était récente, ce qui explique que la procédure PS 41 ne la mentionne pas, a contrario de la partie culture de sûreté. Demande II.1 : **veiller à ce que l'entreprise SOURIAU** :
- **renforce le suivi des formations de sensibilisation à la culture sûreté afin de respecter le**
délai maximal de deux ans entre deux formations relatives **à la sûreté nucléaire,**
- mette à jour la procédure « gestion des spécificités pour les produits nucléaires » pour que la partie fraude de la session de formation soit explicitement mentionnée.
Par ailleurs, les échanges avec les personnels en poste dans l'atelier ont mis en évidence que la maîtrise des enjeux associés au risque de fraude, bien que satisfaisante, pourrait être renforcée. Par exemple, l'entreprise SOURIAU a indiqué avoir mis en place un tableau pour signaler les irrégularités, mais celui-ci se trouve dans une zone de passage important. Enfin, les inspecteurs ont rappelé l'importance de diffuser largement en interne et chez les sous-traitants, la possibilité de réaliser des signalements anonymes, notamment directement sur le site internet de l'ASN. Demande II.2 : s'assurer à ce que l'entreprise SOURIAU mette en place les dispositions nécessaires pour que les risques de fraude soient mieux assimilés par les personnels et que, par ailleurs, les dispositions appropriées soient mises en place pour le recueil des signalements émis par les membres du personnels..
## Suivi Des Activités Importantes Pour La Protection (Aip)
L'Article 2.5.6 de l'arrêté en référence [3] 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 examiné la liste des activités importantes pour la protection (AIP) et des contrôles techniques associés du fournisseur SOURIAU. Cette liste est portée par le document DO-QUA-010 Ind J. Les inspecteurs notent que cette liste est tenue à jour, et que les AIP sont dûment référencées avec les informations nécessaires pour en assurer la traçabilité. Cependant, concernant l'AIP relative à la soudure des fiches sur cordon du BOA, il est mentionné dans le document DO-QUA-010 que le contrôle technique (CTI) interne est réalisé par le contrôle d'entrée (service réception) de l'entreprise SOURIAU alors que celui-ci est réalisé par le sous-traitant TFR.
Demande II.3 : veiller à ce que l'entreprise SOURIAU **mette à jour la note qualité DO-QUA-010** pour la mettre en cohérence avec les pratiques conformes aux dispositions **de l'arrêté en référence** [3]. Lors de la visite de l'atelier d'assemblage, les inspecteurs ont analysé plusieurs ordres de fabrication. Les inspecteurs ont noté positivement le fait que les opérateurs et les vérificateurs disposent de tampons nominatifs afin de signer les documents, permettant ainsi de garantir l'intégrité des données car elle est attribuable à la personne qui l'a générée [5]. Ils ont pu également constater que les tampons étaient rangés dans des armoires à clés, limitant ainsi le risque d'utilisation par un tiers. Les inspecteurs considèrent que ces dispositions sont satisfaisantes, notamment vis-à-vis des enjeux d'intégrité des données [5]. Toutefois, concernant l'activité de compoundage, les inspecteurs ont constaté que le procès-verbal de fin d'intervention n'était pas tamponné, alors que l'ordre de fabrication est tamponné. Demande II.4 : veiller à ce que **l'entreprise SOURIAU modifie son processus d'assurance qualité**
pour que les procès-verbaux soient signés ou tamponnés à l'instar des ordres de fabrication.
## Processus De Traitement Des Modifications
Le II de l'article 2.5.1 de l'arrêté [3] 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. » Par ailleurs, les équipements sous pression nucléaires sont soumis à l'arrêté [4].
Les inspecteurs ont consulté des fiches de modification pouvant influer sur la qualification initiale des matériels de la gamme 8NA fabriquées par l'entreprise SOURIAU. Le fournisseur SOURIAU a présenté aux inspecteurs la procédure PS 82 « gestion des évolutions », qui décline les dispositions relatives à la gestion des demandes d'évolution. L'entreprise SOURIAU différencie le traitement et la gestion des modifications mineures et majeures. Les modifications mineures sont envoyées pour information à EDF alors que les modifications majeures sont transmises pour approbation à EDF. Les inspecteurs ont constaté que la procédure PS 82 « gestion des évolutions » ne définit pas suffisamment les critères permettant de statuer sur le caractère mineur ou majeur d'une demande d'évolution.
Demande II.5 : veiller à ce que l'entreprise **SOURIAU modifie la procédure PS 82 « gestion des**
évolutions » pour soit référencer la note EDF n° **EDESEL060515 relative aux prescriptions de** constitution ou d'actualisation d'un dossier de référence de matériel qualifié aux conditions accidentelles, ou soit rendre plus explicite les critères de discrimination entre les modifications mineures et majeures, **pour assurer le maintien de la qualification des EIP fabriqués par** SOURIAU. Les inspecteurs ont aussi analysé en séance plusieurs demandes d'évolution mineures et majeures, notamment la demande n° 20-027 relative au changement de fournisseur pour l'approvisionnement de nouveaux colliers de serrage de câbles pour les connecteurs et boitiers de jonction qualifiés K1. Les échanges avec les représentants de l'entreprise SOURIAU ont révélé qu'il pourrait potentiellement subsister un risque de compatibilité électromagnétique lié au montage de ces nouveaux colliers. Les inspecteurs ont remarqué que ce risque n'était pas évalué dans cette fiche de modification mineure. Demande II.6 : s'assurer que soit réalisée l'analyse du **caractère majeur de la demande d'évolution** n° 20-027 **relative au changement de fournisseur pour l'approvisionnement de nouveaux colliers**
de serrage de câbles pour les connecteurs et boitiers de jonction qualifiés K1. Le cas échéant, cette demande d'évolution devra être approuvée par EDF, et transmise à l'ASN.
## Qualification Des Matériels De La Gamme 8Na
Les inspecteurs ont échangé avec les représentants du fournisseur SOURIAU concernant le processus de qualification des matériels destinés à EDF. Le fournisseur SOURIAU a présenté les différentes démarches possibles pour aboutir à la qualification des matériels. Les représentants de l'entreprise SOURIAU ont indiqué que la qualification des matériels de la gamme 8NA avait été réalisée par EDF sauf les boites de jonction K1 pour EPR qui avaient été qualifiées par l'entreprise SOURIAU. Les inspecteurs se sont interrogés sur les anomalies relatives à l'absence de tapis interfacial sur les embases 8NA. Suite à une sollicitation d'EDF durant le premier semestre 2021, l'entreprise SOURIAU a rédigé la note DTE-8NA-0152 qui vise d'une part à expliciter le rôle du tapis interfacial monté dans les embases 8NA et d'autre part à expliciter les impacts fonctionnels potentiels que l'absence de cette pièce dans le connecteur pourrait engendrer. Les représentants de l'entreprise SOURIAU ont transmis aux inspecteurs la grille de cotation qui permet de comprendre les éléments mentionnés au §5 de la note DTE-8NA-0152. Les inspecteurs considèrent cependant que cette note manque de précision, et ne permet pas de se positionner sur la remise en cause de la qualification en cas d'absence de tapis interfacial. Par ailleurs, plusieurs constats concernant des rayures traversantes sur les portées de joint de l'embase du capteur sur l'actionneur ou sur les portées de joints des connecteurs sur la fiche du flexible ont été rencontrées sur le parc de réacteurs électronucléaires en fonctionnement. Les représentants de l'entreprise SOURIAU ont indiqué ne pas avoir connaissance de ces constats. Les inspecteurs considèrent qu'un positionnement de l'entreprise SOURIAU est nécessaire pour renforcer la caractérisation de ces anomalies et pour définir le cas échéant les actions idoines. Demande II.7 **: Transmettre les conclusions de votre fournisseur SOURIAU concernant les** anomalies rencontrées sur le parc, pour **justifier du maintien des matériels lors d'un**
fonctionnement en ambiance dégradée.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Observation Iii.1 : Maitrise De La Sous-Traitance
Les inspecteurs ont demandé aux représentants de l'entreprise SOURIAU de présenter les dispositions de maîtrise de leur chaîne de sous-traitance. Les représentants de la société SOURIAU ont explicité les différents audits réalisés conformément aux dispositions prévues dans la note PS 07 « suivi des fournisseurs ». Les inspecteurs ont analysé plus particulièrement les rapports d'audits des fournisseurs Le Joint Francais et TFR. Les représentants de la société SOURIAU ont indiqué que le dernier audit « système » de la société TFR a eu lieu en 2015. Les inspecteurs ont constaté que les audits de procédés spéciaux font l'objet d'une fréquence de réalisation (3 à 5 ans), alors qu'aucune fréquence n'est indiquée dans la note PS 07 pour les audits « systèmes ». Pourtant, ce sont ces audits qualité qui permettent de s'assurer que les activités sous-traitées par SOURIAU respectent les exigences définies qui leur ont été assignées.
## Observation Iii.2 : Suivi Des Signaux Faibles
Dans l'objectif d'adapter les actions de suivi de ses fournisseurs, l'entreprise SOURIAU a mis en place un système de notation qui permet de classer chaque fournisseur en fonction de critères. Les inspecteurs notent que des revues trimestrielles sont organisées pour en assurer le suivi. Ce système de notation permet de réaliser des « score cards » selon trois thématiques : commerciale, logistique et qualité. Les inspecteurs considèrent que les dispositions mises en œuvre apparaissent satisfaisantes.
Cependant, contrairement à ce qui est mentionné au § II dans la procédure PS 07 « suivi des fournisseurs », la note globale qui fait la synthèse de tous les critères, n'est pas utilisée pour établir la stratégie de contrôle et de suivi du fournisseur.
## Observation Iii.3 : Processus De Traitement Des Non-Conformités
Les inspecteurs ont examiné la liste des non-conformités ouvertes par le fournisseur. Les inspecteurs se sont attachés plus spécifiquement à la non-conformité n° NC 200 271 relative au mauvais montage d'un codeur. S'ils ont constaté que les non-conformités font l'objet d'une analyse et d'une traçabilité, ils ont cependant noté que les actions correctives ne sont pas systématiquement tracées. Or, l'identification des actions préventives, correctives ou curatives possibles participent à l'amélioration de la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement. Vous voudrez bien me faire part, **sous deux mois**, et selon les modalités d'envoi figurant ci**-dessous**,
de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations et répondre aux demandes susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Signé par :
Le Chef du Bureau du Suivi des Matériels et Systèmes Jean-Karim INTISSAR |
INSSN-CHA-2022-0272 | Référence courrier :
CODEP-CHA-2022-019057 Châlons-en-Champagne, le 13 avril 2022 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 de Nogent-sur-Seine N° INSSN-CHA-2022-0272 du 31 mars 2022 Thème : radioprotection, généralités et organisation - pôles de compétence en radioprotection Référence :
[1] Arrêté du 28 juin 2021 relatif aux pôles de compétence en radioprotection Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 31 mars 2022 au CNPE de Nogent-sur-Seine sur le thème « radioprotection, généralités et organisation - pôles de compétence».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 31 mars 2022 a permis d'examiner les dispositions prises par le CNPE de Nogent-surSeine concernant la mise en place des pôles de compétence en radioprotection au titre des articles R.593-112 du code de l'environnement et R. 1333-18 du code de la santé publique d'une part, et au titre de l'article R.4451-123 du code du travail d'autre part. Ces pôles de compétence sont les conseillers en radioprotection respectivement de l'exploitant et de l'employeur.
Le dossier de demande d'approbation des pôles de compétence a été envoyé en fin d'année 2021 par EDF à l'ASN, qui dispose d'un délai d'un an pour approuver cette organisation. Ce dossier, dont le contenu est fixé par l'annexe 2 de l'arrêté visé en [1], est composé de trois documents, à savoir :
- Chapitre 4.1 des RGE (règles générales d'exploitation) - caractéristiques des pôles de compétence en radioprotection. Ce document est applicable à l'ensemble des centrales nucléaires EDF,
- Note de processus élémentaire intitulée « missions et modalités de fonctionnement du pôle de compétence en radioprotection « environnement/population » du CNPE de Nogent-sur-Seine », pour ce qui concerne le pôle mise en place au titre de l'article R.593-112 du code de l'environnement,
- Note de service du CNPE de Nogent-sur-Seine intitulée « missions et modalités de fonctionnement du pôle de compétence en radioprotection travailleurs », pour ce qui concerne le pôle mis en place au titre de l'article R.4451-123 du code du travail.
A la suite de l'envoi de sa demande d'approbation des pôles, le CNPE de Nogent-sur-Seine a mis en place des pôles de compétence « environnement/population » et « travailleurs » provisoires. L'inspection avait pour objectif d'examiner l'organisation de la radioprotection mise en œuvre sur le CNPE de Nogent-sur-Seine et de vérifier la conformité de cette organisation vis-à-vis des dispositions présentées dans les documents transmis à l'appui de la demande d'approbation des pôles de compétence en radioprotection. Cette inspection intervenait donc en appui de l'instruction de ladite demande d'approbation et a permis de vérifier les grands principes suivants :
- la composition et la gestion des pôles de compétences, - les qualifications, les compétences et leur maintien des membres des pôles de compétence, - la réalisation par les pôles de toutes les missions qui leur incombent.
Les inspecteurs considèrent que la mise en place des pôles de compétence provisoires permet de répondre globalement aux exigences réglementaires. Des notes locales permettent de compléter les documents précités notamment en matière de gréement des pôles. Ces notes permettent de définir les niveaux de qualification et de compétence nécessaires à l'exercice des différentes missions des pôles. Des compléments sont néanmoins attendus sur les conditions de maintien des compétences des membres des pôles, sur la justification du respect des exigences d'indépendance et d'objectivité qui leur incombent, sur l'évaluation de leur activité dans le cadre des revues de processus et notamment sur l'adéquation des moyens (humains/techniques) avec les missions dévolues aux pôles. Une nouvelle consultation du comité social et économique sera également nécessaire pour la mise en place du pôle de compétence « travailleurs ». A cet effet, une lettre de demande de compléments sera adressée dans le cadre de l'instruction. Par ailleurs, les inspecteurs se sont intéressés à la maîtrise de la confidentialité des données issues de la dosimétrie. Des écarts ont été constatés dans les différents logiciels d'accès aux données dosimétriques nominatives des travailleurs, particulièrement sur le logiciel DOSIAP.
La gestion des droits d'accès à ces logiciels et du retrait de ces droits est difficilement maitrisée sur le CNPE. Il apparait souhaitable qu'une revue des accès pour l'ensemble des logiciels soit réalisée périodiquement afin de corriger les écarts constatés de manière récurrente et de maîtriser à l'avenir la gestion de ces écarts. Les demandes relatives à ce sujet sont détaillées ci-après.
## A. Demandes D'Actions Correctives Confidentialite Des Donnees Dosimetriques
L'article R. 4451-69 du code du travail dispose : *« I. -Le conseiller en radioprotection a accès, sous une forme* nominative et sur une période n'excédant pas celle durant laquelle le travailleur est contractuellement lié à l'employeur, à la dose efficace reçue ainsi qu'aux résultats de la surveillance dosimétrique individuelle mentionnée au I de l'article R. 4451-65. III. -L'employeur ou, selon le cas, le responsable de l'organisme compétent en radioprotection mentionné au 2° de l'article R. 4451-112, assure la confidentialité des données nominatives mentionnées au I et au II vis-à-vis des tiers. » L'article 10 de l'arrêté [1] dispose : « […] II. - Parmi les membres du pôle de compétence mis en place au titre de l'article R. 4451-113 du code du travail, l'employeur désigne ceux dont les missions nécessitent l'accès à des données relatives à la surveillance dosimétrique individuelle*. La liste des membres ainsi désignés* est tenue à jour. Ceux-ci s'engagent à préserver la confidentialité des données qui leur sont communiquées conformément à l'article L. 4451-3 du code du travail. III. - L'employeur désigne, parmi les membres du pôle de compétence désignés au titre du II, ceux qui peuvent avoir accès à certaines informations relatives à la dose interne, communiquées par le médecin du travail conformément à *l'article R. 4451-70 du code du travail.* » L'article 12 de l'arrêté 0 dispose : « *[…] L'employeur met à disposition des membres du pôle de compétence* mis en place au titre de l'article R. 4451-113 du code du travail, désignés au titre du II de l'article 10, les *moyens* permettant de garantir la confidentialité des données relatives à l'exposition des travailleurs. »
Les inspecteurs ont constaté que tous les membres du pôle de compétence « travailleurs » ont, d'après leur lettre de nomination, accès aux données dosimétriques, même ceux qui n'effectuent pas de missions le nécessitant. En outre, après consultation des droits d'accès au logiciel DOSIAP (permettant de consulter les résultats de la surveillance dosimétrique individuelle des travailleurs), il s'avère que les accès ne répondent pas aux exigences fixées réglementairement :
- des agents ne faisant pas partie du pôle de compétence « travailleurs » ont un profil « PCR » leur permettant l'accès aux données confidentielles,
- certains membres du pôle de compétence « travailleurs » n'ont, a contrario, pas de profil
« PCR »,
- certains accès ne sont pas retirés après un changement de poste.
Une revue des accès à ces différents systèmes informatiques (y compris pour les autres outils du système d'information de la radioprotection utilisés sur le CNPE : PREVAIR, MICADO…) apparait nécessaire afin de corriger ces écarts.
[…]
Demande A1. Je vous demande de mettre en œuvre une organisation pérenne permettant **d'assurer**
la confidentialité des données dosimétriques individuelles et l'accès de ces données **uniquement**
aux personnes dont les fonctions le nécessitent**, conformément aux dispositions de l'article**
R. 4451-69 du code du travail. **Vous mettrez à jour le cas échéant les lettres de mission des membres**
du pôle de compétence « **travailleurs** ». Le jour de l'inspection, le CNPE de Nogent-sur-Seine n'avait pas désigné, parmi les membres du pôle de compétence « travailleurs », ceux pouvant avoir accès à certaines informations relatives à la dose interne, communiquées par le médecin du travail. Demande A2. Je vous demande de finaliser votre organisation et de désigner les membres du pôle de compétence « travailleurs **» pouvant avoir accès à certaines informations relatives à la dose**
interne, conformément aux dispositions de l'arrêté du 21 juin 2021.
## B. Compléments D'Information
LISTE DES MEMBRES DES **POLES DE COMPETENCE**
Les articles 7 et 8 de l'arrêté [1] disposent que l'exploitant et l'employeur désignent, chacun en ce qui le concerne, les membres du pôle de compétence « environnement/population » et les membres du pôle « travailleurs », et précisent la ou les missions qu'ils sont amenés à exercer.
L'annexe 2 de l'arrêté [1] prévoit que le système de gestion intégrée (pour ce qui concerne le pôle de compétence « environnement/population ») et le référentiel interne de l'employeur (pour ce qui concerne le pôle de compétence « travailleurs ») décrivent les modalités de désignation des membres des pôles de compétence, et de renouvellement et mise à jour de ces désignations. Le référentiel interne et le système de gestion intégré du CNPE de Nogent-sur-Seine prévoient l'établissement des listes de membres des pôles de compétence. Préalablement à l'inspection, ces listes ont été transmises aux inspecteurs. Néanmoins, le jour de l'inspection, celles-ci n'étaient pas à jour. Des erreurs et oublis étaient présents quant à l'affectation des certaines missions aux membres des pôles. Par ailleurs, la liste avec le nom des agents issus des services centraux d'EDF devant rejoindre, en tant que membres nommés, les pôles de compétence en radioprotection du CNPE de Nogent-sur-Seine n'était pas présente.
Demande B1. Je vous demande de me transmettre les listes **des membres des pôles de compétence** mises **à jour.**
## C. Observations
Observation n°1 - Destinataires de conseils **des pôles de compétence** L'article R4451-124 du code du travail dispose : « II.- *Les conseils donnés par le conseiller en* radioprotection au titre du 1° du I de l'article R. 1333-19 du code de la santé publique peuvent être regardés comme étant des conseils donnés au titre du 1° de l'article R. 4451-123 lorsqu'ils portent sur le même objet. ».
L'exploitant et l'employeur sont les destinataires directs des conseils des pôles de compétence « environnement / population » et « travailleurs », chacun en ce qui le concerne.
Certains conseils émis par l'un des pôles peuvent aussi concerner l'autre pôle. Les délégations du directeur d'unité pour ses responsabilités en tant qu'exploitant et en tant qu'employeur ne reposent cependant pas sur les mêmes personnes.
Vous veillerez à ce que les conseils qui intéressent les deux pôles soient bien transmis **aux deux** délégataires concernés. Observation n°2 - Gestion prévisionnelle de l'emploi et des compétences **(GPEC)**
Les inspecteurs ont noté que la GPEC des pôles de compétence est construite en agrégeant les ressources des différents services contributeurs plutôt qu'en identifiant les ressources nécessaires au fonctionnement des pôles de compétence et les moyens à mettre en œuvre pour les pérenniser. Au moment de l'inspection, il n'est pas apparu de difficulté en matière de gréement des pôles de compétence. Les inspecteurs ont cependant constaté que certaines missions sont portées par une unique personne. Cette fragilité est identifiée par le CNPE, et des réflexions sont engagées au sein du service santé et prévention des risques dans le cadre de sa GPEC afin de garantir dans le temps le gréement des pôles de compétence, et la continuité de leurs missions.
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.
L'adjointe au Chef de Division, Signé par Irène BEAUCOURT |
INSSN-DCN-2022-0846 | Référence courrier : CODEP-DCN-2022-019005 Monsieur le Directeur, EDF UTO 1, avenue de l'Europe CS 30 51 MONTEVRAIN
77 771 MARNE LA VALLEE Montrouge, le 19 mai 2022 Objet : Contrôle de l'approvisionnement des matériels des centrales nucléaires, Thème R9.9 Lettre de suite de l'inspection du fournisseur « INDUSTEEL »
N° dossier : Inspection n°INSSN-DCN-2022-0846 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V
[3] Arrêté du 7 février 2012 modifié relatif aux installations nucléaires de base
[4] Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires [5] Courrier de l'ASN référencé CODEP-DEU-2018-021313 relatif à la détection et au traitement du risque de fraude et de contrefaçon
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection courante de votre fournisseur INDUSTEEL a eu lieu le 05 avril 2022 sur le thème R9.9 « Fournisseurs ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
Cette inspection concerne l'examen des dispositions mises en œuvre par votre fournisseur INDUSTEEL pour respecter les exigences associées à la fabrication des composants destinés aux centrales nucléaires. Le système de management intégré du fournisseur, faisant l'objet d'une surveillance par l'exploitant EDF, a fait l'objet d'une inspection à la tôlerie, le 05 avril 2022, objet du présent courrier. Cette inspection a été complétée par une inspection d'EDF, le 06 avril 2022, concernant la surveillance exercée par l'exploitant sur son fournisseur à l'aciérie d'INDUSTEEL et portant la référence INSSN-DEP-2022-0842.
Les inspecteurs ont vérifié par sondage les dispositions mises en œuvre par le fournisseur INDUSTEEL concernant l'intégrité des données, la prévention du risque de fraude et de contrefaçon ainsi que le traitement des non-conformités à la tôlerie et à l'aciérie du fournisseur. Au vu des points examinés par sondage par les inspecteurs de l'ASN, l'organisation définie et mise en œuvre par votre fournisseur concernant la fabrication des composants destinés aux centrales nucléaires apparaît satisfaisante.
Les inspecteurs ont noté positivement l'utilisation d'une base de production, nommée « MES », permettant la sauvegarde de l'ensemble des opérations et des rapports internes. Les inspecteurs ont constaté que les valeurs enregistrées dans cette base de données ne peuvent être ni supprimées ni modifiées, participant favorablement à l'intégrité des données. Ils ont également noté l'accréditation ISO 17025 du laboratoire d'essais réalisant les essais de traction et ont encouragé le fournisseur INDUSTEEL à poursuivre l'accréditation de ses laboratoires d'essais. Les inspecteurs de l'ASN ont enfin souligné la bonne pratique de sauvegarde des enregistrements sur le site d'un prestataire dédié, sur le long terme, après la première année d'archivage chez INDUSTEEL. Les inspecteurs ont cependant noté que le fournisseur doit encore renforcer son processus permettant d'assurer l'intégrité des données et notamment de sécurisation de la donnée originale. De plus, lors de la première année, suivant l'acquisition des données chez INDUSTEEL, les conditions d'archivage papier ne permettent une conservation pérenne de ces documents. Enfin, les inspecteurs ont attiré l'attention du fournisseur concernant l'indépendance des contrôles techniques qui permettent de s'assurer du respect des exigences définies pour les activités importantes pour la protection (AIP).
## I. Demandes A Traiter Prioritairement Sans Objet Ii. Autres Demandes Processus D'Intégrité Des Données À La Tôlerie Du Fournisseur Industeel
L'Article 2.5.6 de l'arrêté en référence [3] 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*. »
Par ailleurs, dans son courrier du 15 mai 2018 en référence [5], l'ASN estime nécessaire que les documents et enregistrements permettent de rendre la donnée :
- attribuable à la personne qui l'a générée ;
- lisible et permanente sur la durée pendant laquelle elle doit l'être (enregistrée de façon permanente sur un support durable et parfaitement lisible) ;
- contemporaine (enregistrée au moment où le travail a été effectué) ; - originale (la première capture de l'information que ce soit enregistré sur le papier ou par voie électronique) ;
- précise (résultats et enregistrèrent sont exacts et réalisés sous couvert d'un système robuste de gestion de la qualité).
L'ASN y précise également que la plus grande attention doit être portée à la sécurisation du premier enregistrement de la donnée.
Les inspecteurs ont examiné le processus d'assurance de l'intégrité des données des contrôles techniques réalisés en fin de fabrication, à la tôlerie : contrôle dimensionnel, contrôle ultrason et contrôle par ressuage. Ces contrôles visent à s'assurer que les activités importantes pour la protection
(AIP) réalisées en amont chez INDUSTEEL respectent les exigences définies. Les rapports internes de ces contrôles sont enregistrés dans une base de données, dans laquelle l'opérateur doit s'identifier avec un identifiant et mot de passe. Une fois les valeurs saisies, celles-ci ne sont plus modifiables. Les inspecteurs ont cependant constaté que les contrôleurs effectuaient une première opération de recopie sur papier avant de saisir les valeurs dans la base de données. Or, ces premiers enregistrements saisis ne sont pas conservés. Demande II.1 : veiller à ce qu'INDUSTEEL dispose d'un processus robuste **d'assurance de**
l'intégrité des données, permettant notamment la **sécurisation de la première capture des données** issues des contrôles dimensionnels, pat ultrason et par ressuage, réalisés **à la tôlerie.**
## Processus D'Archivage Du Fournisseur Industeel
Les inspecteurs ont inspecté le local d'archivage des données papier concernant les opérations de traitements thermiques à la tôlerie. Lors de la première année d'archivage, avant d'être transférés dans un centre d'archivage, les enregistrements papiers sont entreposés dans un local de stockage d'outils, sans protection incendie et sur des étagères non sécurisées. Considérant l'article 2.5.6. susmentionné, qui dispose que les enregistrements doivent être conservés dans de bonnes conditions, les inspecteurs considèrent que les conditions d''archivage dans ce local ne sont pas adaptées. Demande II.2 : s'assurer qu'INDUSTEEL réalise un archivage des données enregistrées au format papier permettant leur conservation dans des conditions **appropriées.**
## Processus D'Intégrité Des Données Au Laboratoire D'Essais Du Fournisseur Industeel
Les inspecteurs ont consulté un rapport de fin de fabrication, *référencé 2021-302384*, concernant le remplacement d'un composant d'un générateur de vapeur. Les analyses de composition chimique ainsi que les essais de dureté réalisés sur les coupons ont été effectués par le Bureau Veritas.
Dans les rapports d'essais réalisés par l'entreprise Bureau Veritas figurent cinq essais de dureté. Les inspecteurs ont constaté que le certificat 3.11 du fournisseur INDUSTEEL utilisé pour le calcul de la dureté moyenne seulement quatre des cinq essais réalisés, ce qui influence la valeur moyenne finale calculée. Le fournisseur n'a pas été en mesure de justifier le choix des valeurs retenues et ne dispose pas de procédure qualité détaillant cette retranscription. Dans ce même rapport de fin de fabrication, les inspecteurs de l'ASN ont constaté que le certificat 3.1 du fournisseur reprenait des valeurs de chimie qui avaient été arrondies sur la base des valeurs initiales figurants sur le procès-verbal écrit par le Bureau Veritas. Il a été également constaté qu'aucune procédure interne ne permettait de définir les valeurs retenues dans les certificats 3.1. Considérant les exigences figurant dans le courrier ASN en référence [5], et considérant notamment que la donnée doit être précise et que les résultats et enregistrements des essais doivent être exacts et réalisés sous couvert d'un système robuste de gestion de la qualité, le fournisseur doit prévoir un processus permettant de formaliser le respect de ces exigences pour les certificats 3.1. Demande II.3 : veiller à ce qu'INDUSTEEL mette en place **un processus garantissant l'intégrité des** données pour les certificats matière. Indiquer les actions entreprises dans ce sens par INDUSTEEL.
Par ailleurs, des essais de traction sont réalisés au laboratoire d'essais d'INDUSTEEL, accrédité ISO 17025. Dans un premier temps, les valeurs d'essais issues des éprouvettes sont automatiquement sauvegardées dans le logiciel de la machine d'essais. Mais les inspecteurs ont constaté que les suppressions de valeurs sur ce logiciel sont possibles.
Dans un second temps, l'opérateur réalise une extraction de ces résultats vers un fichier Excel sur lequel les valeurs peuvent être modifiées sans traçabilité.
Les inspecteurs ont également interrogé les représentants d'INDUSTEEL concernant la vérification de la donnée source de l'essai avec les valeurs figurant sur les procès-verbaux. Les représentants d'INDUSTEEL ont précisé que le processus de vérification de ces procès-verbaux était effectué conformément à la procédure interne référencée 17025/JMQ/004. Cependant, les inspecteurs ont constaté qu'aucune vérification de procès-verbal n'est formalisée dans la procédure présentée.
Demande II.4 : s'assurer qu'INDUSTEEL définisse un processus permettant de **garantir la** sécurisation de la donnée initiale lors des essais de traction et la formalisation de la vérification de cette donnée dans un processus qualité **chez INDUSTEEL.**
## Processus D'Intégrité Des Données À L'Aciérie Du Fournisseur Industeel
L'article 2.5.3. de l'arrêté [3] 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. »
Les inspecteurs ont pu observer une coulée à l'aciérie du fournisseur INDUSTEEL. Lors des coulées, les paramètres chimiques sont suivis par des prélèvements réguliers de matière. Si ces paramètres chimiques sont analysés par un laboratoire présent à l'aciérie, ceux liés à l'hydrogène sont prélevés par un opérateur et les résultats sont affichés sur un compteur HYDRISS. Or, c'est l'opérateur en charge de l'activité de coulée qui réalise la lecture et la saisie du taux d'hydrogène dans la base de production « MES ». Les inspecteurs ont considéré que cette pratique ne permet pas une indépendance entre le pilotage de l'activité de coulée (classée AIP) et son contrôle technique via le contrôle du taux d'hydrogène, qui doit être indépendant.
Les inspecteurs ont cependant noté qu'une vérification documentaire, a posteriori, de la lecture du taux d'hydrogène enregistré sur le logiciel, est effectuée par le service qualité afin de s'assurer, depuis les enregistrements numériques de la sonde HYDRISS, de la correcte saisie de ce taux dans la base de production MES. Enfin, les inspecteurs ont attiré l'attention des représentants d'INDUSTEEL sur le fait que les deux sondes de mesure n'affichaient pas le même arrondi sur la lecture du taux d'hydrogène, pouvant avoir un impact sur le taux final.
Demande II.5 : veiller à l'indépendance du contrôle technique**, notamment lors de la prise de** mesure d'hydrogène, des activités importantes pour la protection, telles que les coulées, réalisées chez INDUSTEEL. Transmettre à l'ASN les actions entreprises par votre fournisseur en ce sens.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Traçabilité Et Analyse Des Non Conformités
Les inspecteurs ont échangé avec les représentants du fournisseur INDUSTEEL concernant la traçabilité et l'analyse des non-conformités détectées dans l'usine du fournisseur. Ils ont pu constater que les non-conformités font l'objet de l'ouverture de « fiches d'écarts », ou de « demande de dérogation aux clients » uniquement lorsqu'un événement qui survient lors du processus de fabrication nécessite une position du client. Constat d'écart III.1 : les non-conformités survenues au quotidien qui ne nécessitent **pas une**
position du client, ne sont pas collectées, au titre du retour d'expérience et **de l'amélioration** continue, ni analysées de manière systématique afin **d'améliorer la protection des intérêts** mentionnés à l'article L. 593-1 2 **du code de l'environnement.**
* *
Vous voudrez bien me faire part, **sous deux mois**, et selon les modalités d'envoi figurant ci**-dessous**,
de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations et répondre aux demandes susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du Bureau du Suivi des Matériels et Systèmes Jean-Karim INTISSAR |
INSSN-CHA-2022-0237 | Référence courrier : CODEP-CHA-2022-017958 Châlons-en-Champagne, le 21 avril 2022 Madame la Directrice **du Centre Nucléaire** de Production d'Electricité BP 174 08600 CHOOZ
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centre Nucléaire de Production d'Electricité (CNPE) de Chooz B Inspection n° INSSN-CHA-2022-0237 « Application arrêté ESP »
Référence :
[1] Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples
[2] Arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection [3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Madame la Directrice, 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 5 avril 2022 au Centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Chooz B sur le thème « Application de l'arrêté ESP». 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 avril 2022 avait pour objectif de contrôler les dispositions prises par l'exploitant concernant le contrôle des équipements sous pression (ESP) soumis à l'arrêté en référence [1]. Cette inspection se situait par ailleurs dans le contexte du non-renouvellement de la reconnaissance du service inspection (SI).
A cet effet, les inspecteurs se sont assurés par sondage de la conformité aux exigences réglementaires des équipements sous pression en exploitation. Ils se sont particulièrement intéressés aux tuyauteries qui alimentent les sécheurs de vapeur (CET), aux pressostats des turbopompes alimentaires et aux chaudières auxiliaires de production de vapeur. Les inspecteurs ont également examiné par sondage des comptes-rendus d'inspection périodique réalisés au cours du premier trimestre 2022, en application de la nouvelle procédure d'inspection périodique des équipements soumis à surveillance du service d'inspection, élaborée en vue de la reconnaissance de celui-ci. Enfin, l'inspection a été complétée par une visite des installations et des locaux d'archives situés dans le bâtiment intertranches.
Les inspecteurs considèrent que les dispositions mises en œuvre pour le suivi des équipements sous pression permettent d'assurer la sécurité des personnes. Ils notent favorablement les évolutions en cours concernant l'évaluation des sous-traitants et la mise en œuvre de bilans de fonctions par le service Fiabilité, concernant les équipements de production de vapeur. L'état général des locaux d'archives visités et les conditions de conservation et de conditionnement des documents étaient satisfaisants le jour de l'inspection. Néanmoins, les relevés de température et d'hygrométrie des locaux concernés, transmis postérieurement à l'inspection, montrent une maîtrise insuffisante de ce dernier critère sur certaines périodes des années 2021 et 2022. Par ailleurs, l'exploitant devra s'assurer, à une échéance raisonnable, de la conformité des conditions de conservation des radiogrammes dans le local d'archive « S04 ». Ces constats concernent également les équipements suivis au titre des arrêtés [2] et [3]. Enfin, les inspecteurs ont pu constater que l'exploitant a mis en œuvre des dispositions satisfaisantes en vue d'atteindre une plus grande rigueur concernant les sujets qui avaient été pointés à l'occasion de la précédente inspection relative aux ESP.
## A. Demandes D'Actions Correctives Conditions De Conservation Des Documents
L'article 6.I de l'arrêté [1] prévoit que « *l'exploitant établit pour tout équipement fixe entrant dans le champ* d'application de l'article L. 557-30 du code de l'environnement un dossier d'exploitation qui comporte les informations nécessaires à la sécurité de son exploitation, à son entretien, à son contrôle et aux éventuelles interventions. Il le met à jour et le conserve pendant toute la durée de vie de ce dernier ».
L'article 7.II de l'arrêté [2] prévoit que « l*'exploitant dispose d'un système documentaire permettant de* connaître aisément, avec leur date, les constatations susceptibles d'intéresser le maintien de l'intégrité des appareils, notamment :
- les constatations faites lors de la *visite complète initiale des appareils prévue au I de l'article 9 ;*
- *les constatations effectuées au cours des visites prévues aux articles 14 et 15 ;*
[…]. L'exploitant devra prendre soin de conserver les documents pouvant contribuer a posteriori à la conna*issance* des actions auxquelles ont été soumis les appareils […]. » Par ailleurs, l'article 2.5.6. de l'arrêté [3] prescrit que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. »
Les inspecteurs se sont rendus dans les locaux d'archivage des dossiers réglementaires situés dans le bâtiment inter-tranches afin de vérifier le respect des dispositions prévues, d'une part dans la note locale référencée « D454809229798 » et intitulée « Conservation et archivage des documents de référence », et d'autre part dans la note nationale référencée « D309519028307 » et intitulée « Procédure de conservation et de transfert des radiogrammes ». Ces notes prévoient, pour la première les critères de température et d'hygrométrie pour chacun des locaux d'archivage, et pour la seconde les caractéristiques des locaux d'archivage. Cette dernière stipule notamment que « *la protection contre* l'incendie doit être assurée pas des moyen*s autres que les appareils à projection d'eau* ».
Les inspecteurs ont constaté qu'au jour de l'inspection, les critères de température et d'hygrométrie étaient respectés pour chacun des locaux d'archivage. Néanmoins, l'examen a posteriori de l'historique des relevés dans ces locaux montre des dépassements fréquents des critères maximaux d'hygrométrie pour les locaux S02, S03 et S04, notamment pour la période de juin à septembre 2021, ainsi qu'un nonrespect du critère minimal d'hygrométrie pour le local S04 (en avril 2021 et de février à mars 2022). Le local S04 regroupe les radiogrammes archivés sur le CNPE. Sa protection incendie est pourtant assurée par un appareil à projection d'eau, en contradiction avec les dispositions de la note nationale précitée. Demande A1. Je vous demande de traiter ces constats conformément aux dispositions prévues par les articles 2.6.1 et suivants de l'arrêté [3].
Demande A2. Je vous demande, conformément aux dispositions rappelées ci-dessus, de respecter les exigences d'archivage et de conservation **de vos documents.**
## B. Demandes De Complements D'Information
CONFORMITE DES PIECES DE RECHANGE A LA DIRECTIVE CONCERNANT LA MISE A DISPOSITION SUR LE MARCHE DES EQUIPEMENTS SOUS PRESSION *(DESP)* A la suite d'un retour d'expérience du CNPE de CIVAUX, vous avez constaté que plusieurs pressostats équipant les tuyauteries des turbopompes d'alimentation principale en eau des générateurs de vapeur n'étaient pas conformes à la directive 2014/68/UE. En effet, le fournisseur de ces pressostats n'était pas en mesure de fournir le certificat de conformité de ces équipements. Vous avez donc procédé au remplacement de ceux-ci lors des arrêts des réacteurs 1 et 2 en 2020 et 2021 et pris des dispositions organisationnelles afin d'éviter le renouvellement de ce type d'écart.
Au cours de l'inspection, il est apparu que ces pressostats pouvaient être utilisés sur d'autres équipements.
Demande B1. Vous m'informerez des dispositions prises pour vous assurer qu'aucun pressostat non conforme à la DESP n'a été monté **sur un équipement soumis à surveillance entre sa dernière** inspection ou requalification périodique et la prise en **compte de ce retour d'expérience.**
## C. Observations
C.1 Evaluation de la sous-traitance Les inspecteurs notent que l'évolution des modalités d'évaluation des sous-traitants par le service inspection, au sens de la décision BSEI n°13-125 du 31 décembre 2013, repose pour une partie importante sur l'organisation mise en place par l'exploitant au titre de la directive 116, régissant la surveillance des intervenants extérieurs d'EDF. Il s'avère néanmoins que certaines dispositions de cette directive concernent des aspects qui ne relèvent pas du service inspection (radioprotection, environnement, …). Aussi, il importe que le service inspection s'assure que la surveillance mise en place par l'exploitant permet de vérifier la compétence du sous-traitant évalué dans toutes ses composantes.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention contraire, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Madame la Directrice, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de Division, Signé par Mathieu RIQUART |
INSSN-CHA-2022-0275 | Référence courrier :
CODEP-CHA- 2022-020997 Châlons-en-Champagne, le 26 avril 2022 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 de Nogent INSSN-CHA-2022-0275 du 7 avril 2022 Maintenance - préparation de l'arrêt 1VP25 Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteurs de l'année 2022 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 7 avril 2022 au Centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Nogent-sur-Seine sur le thème « Maintenance - préparation de l'arrêt 1VP25 ».
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 7 avril 2022 avait pour objectif de contrôler les dispositions prises par l'exploitant pour la préparation des activités de maintenance qui se dérouleront au cours du 25ème arrêt pour visite partielle du réacteur 1 (1VP25). A cet effet, les inspecteurs ont examiné le traitement de plusieurs affaires, notamment certains écarts de conformité (EC), et la prise en compte du retour d'expérience
(REX) local et national. L'examen documentaire du traitement de ces affaires a été complété par une visite sur le terrain des installations.
Cette inspection a permis d'identifier les activités les plus sensibles vis-à-vis de la protection des intérêts protégés, qui seront susceptibles de faire l'objet d'actions de contrôle programmées ou inopinées au cours de l'arrêt 1VP25. Elle a également permis d'identifier les affaires dont l'ASN souhaite être informée des modalités de traitement. A cet égard, la présente lettre de suite vient amender, par des demandes complémentaires, la lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteurs de l'année 2022 [2]. L'ASN considère que l'ensemble des sujets abordés fait l'objet d'une gestion satisfaisante de la part de l'exploitant. A. Demandes d'actions correctives Pas de demande d'*action corrective*
## B. Compléments D'Information Remplacement Des Mecanismes De Commande De Grappe
Par courrierréférencé D5350MMCR220084 du 3 mars 2022, vous avez informé l'ASN d'une intervention notable de dépose/repose de composants du couvercle de cuve programmée durant l'arrêt 1VP25. Cette intervention a été anticipée du fait de la nécessité de réaliser, au préalable, un pointage de soudure en atelier chaud. Cette opération n'a pas fait l'objet d'objection de la part de l'ASN. Lors de l'inspection du 7 avril 2022, vous avez confirmé que cette intervention, bien que non listée dans les activités notables sur le circuit primaire principal (CPP) figurant dans le document de présentation de l'arrêt 1VP25 indice 0 du 7 janvier 2022 (référencé D5350/AT/MAINT/CR/127), aurait bien lieu pendant l'arrêt. Demande B1. Je vous demande de veiller **à classer convenablement cette intervention lors de la**
mise à jour du dossier de présentation d'arrêt. Demande B2. Je vous demande de m'informer en cours d'arrêt de la planification et du **résultat des** contrôles associés à cette intervention. Cette demande constitue par ailleurs la demande ICE C-1 de la lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteurs de l'année 2022 [2]. Demande B3. Je vous demande de me transmettre**, 3 jours ouvrés avant le début de l'intervention**, la mise à jour de l'évaluation dosimétrique prévisionnelle optimisée (EDPO). EC580 - TENUE AUX CONDITIONS D'ACCIDENT GRAVE DES ASSEMBLAGES BOULONNES *DES DIAPHRAGMES* AMONT DU FILTRE U5 Par courrier référencé D455021008968 du 20 août 2021, vous avez déclaré à l'ASN un écart de conformité (EC) en émergence concernant la tenue, dans les conditions d'accident grave, des assemblages boulonnés des diaphragmes du filtre « U5 ».
Le document de présentation de l'arrêt 1VP25 indice 0 du 7 janvier 2022, référencé D5350/AT/MAINT/CR/127, indique que cet écart de conformité est prévu d'être traité préalablement à l'arrêt, au cours du mois de janvier 2022. Au cours de l'inspection du 7 avril, vous avez indiqué que les activités n'avaient finalement pas été réalisées en janvier 2022, du fait d'un problème d'approvisionnement de la boulonnerie, et étaient décalées à fin mai 2022 pour les deux réacteurs. En conséquence, le traitement de cet écart est intégré au programme des activités à réaliser durant l'arrêt 1VP25. Demande B4. Je vous demande de m'informer de la bonne mise en œuvre des **interventions liées au** traitement de cet écart.
## Ec 577 (Pnpp3447) - Interaction Sismique Entre Armoires De Controle-Commande
Lors de la présentation en salle de cet écart de conformité, il a été indiqué que la quasi-totalité des contrôles demandés par vos services centraux (DIPDE) avait été mise en œuvre, en partie lors de l'arrêt précédent et en partie réacteur en fonctionnement. Ainsi, le tableau de suivi de cet écart de conformité indiquait que seules restaient à traiter, lors de l'arrêt 1VP25, les liaisons entre les armoires électriques repérées 1RPR305 et 304 AR d'une part, et les armoires 1RPR404 et 405 AR d'autre part. En effet, ces opérations nécessitent une coupure de la voie électrique concernée. Lors de la visite sur le terrain, les inspecteurs ont constaté que les liaisons entre les armoires « 1RGL201AR » et « 1KRG201AR » n'étaient pas conformes, alors qu'elles étaient considérées comme conformes dans le document de suivi de l'écart de conformité EC 577 présenté en salle.
Vous avez indiqué aux inspecteurs, lors de la visite sur le terrain, que la non-conformité était connue et devait faire l'objet d'un traitement lors de l'arrêt. Demande B5. Je vous demande de m'informer **de la planification des activités associées au** traitement de cet écart, ainsi que de la remise en conformité de l'ensemble des matériels concernés. Cette demande constitue par ailleurs la demande ICE C-2 **de la lettre de position générique sur la** campagne d'arrêts de réacteurs de l'année 2022 [2].
## C. Observations
C.1. Lors de la visite sur le terrain, les inspecteurs ont constaté des traces d'huile au niveau des matériels référencés 1LHP030FI et 1EAS020VB.
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 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 Mathieu RIQUART |
INSSN-LYO-2022-0366 | Référence courrier : CODEP-LYO-2022-019133 Lyon, le 20 avril 2022 Monsieur le directeur Orano CE
BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Orano CE - INB no155 Inspection n° INSSN-LYO-2022-0366 du 11/04/2022.
Thème : Surveillance des intervenants extérieurs Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection des installations TU5 et W (INB n° 155)
du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement de Pierrelatte a eu lieu le 11 avril 2022 sur le thème de la 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 avril 2022 sur l'atelier TU5 et l'usine W, situés dans le périmètre de l'INB no 155 et exploités par Orano CE, a porté sur les dispositions mises en œuvre pour surveiller les activités réalisées par des intervenants extérieurs au sens de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. Le respect des engagements pris lors de la précédente inspection sur le thème en octobre 2020 a également été vérifié, ainsi que les modalités de surveillance des entreprises sous-traitantes de rang deux, d'évaluation a posteriori des prestations et la conservation des enregistrements liés à la surveillance. Les conclusions de cette inspection sont très satisfaisantes. Il ressort de cette inspection que le pilotage du processus de surveillance des intervenants extérieurs a bien été mis en place au niveau de la plateforme Orano CE du Tricastin et que des actions ont été menées pour recentrer les actions de surveillance sur le respect des exigences définies associées aux éléments ou aux activités importantes pour la protection (EIP et AIP) des intérêts protégés. Cette organisation est apparue très robuste.
## A. Demandes D'Actions Correctives 2 Tu5 - Plan De Surveillance Concernant Les Prestations Sur Les Contrôles Des Obturateurs
Dans le cadre des actions déléguées à des entreprises extérieures concernant des exigences définies
(ED) relatives à des EIP ou AIP, l'exploitant est tenu d'exercer une surveillance de ces intervenants extérieurs. Les documents structurant la surveillance des intervenants extérieurs sont les plans de surveillance, qui donnent ensuite lieu à des fiches de surveillances utilisées in situ pour l'analyse effective des opérations réalisées par l'entreprise prestataire.
Les inspecteurs ont examiné le plan de surveillance concernant l'entreprise en charge des contrôles des obturateurs des installations, notamment ceux de l'atelier TU5. Ils ont relevé que ce plan de surveillance comporte les références des listes d'EIP de plusieurs installations, listes dans lesquelles sont détaillées les ED relatives aux obturateurs, objets des contrôles. Cependant le plan de surveillance susmentionné ne référence pas la liste des EIP de l'atelier TU5.
Demande A1 : **Je vous demande de mettre à jour le plan de surveillance concernant les**
prestations sur les contrôles des obturateurs des installations afin d'y ajouter la référence à la liste des EIP de l'atelier TU5.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Tu5 - Traçabilité Des Formations
La surveillance des intervenants extérieurs est notamment basée sur une organisation regroupant des chargés de surveillance et des coordinateurs de surveillance. Ces personnels sont alors formés spécifiquement à la surveillance des prestations. Les inspecteurs ont consulté les parcours de formation de plusieurs personnes en charge de la surveillance des intervenants extérieurs. S'ils ont bien tous suivi les modules de formation nécessaires, les formalismes des justifications de ces formations n'est pas uniforme. Le coordinateur de la surveillance concernant les actions de maintenance possède plusieurs de ces justificatifs mais n'a pas pu en récupérer la totalité à date, du fait justement du caractère non uniforme des justificatifs et de leurs modalités d'archivage.
L'exploitant a notamment évoqué une réflexion en cours pour rationaliser les formalismes et les modalités d'archivage des justificatifs de formation. Demande B1 : Je vous demande de **m'informer des actions retenues dans le cadre de la** réflexion en cours sur les suivis **des formations, et notamment comment votre organisation garantit** l'archivage de tous les justificatifs de formations en lien avec la surveillance des intervenants extérieurs et la disponibilité de ceux-ci pour vérification par les coordinateurs de la surveillance.
## Surveillance Des Intervenants Extérieurs Concernant Des Opérations Hors Maintenance 3
Concernant les opérations hors maintenance, le planning de surveillance est élaboré et formalisé environ en avril de chaque année. Cela s'explique par le fait que l'élaboration de ce planning est une tache conséquente, se basant notamment sur le bilan de la surveillance de l'année précédente. Cependant, certaines actions concernées par la surveillance sont des opérations ponctuelles car de fréquence annuelle. Le risque est alors qu'une action devant faire l'objet d'une surveillance soit réalisée en début d'année, avant même la formalisation du planning de surveillance. Dans ce cas précis, l'action de surveillance ne pourrait être réalisée sur l'année considérée, et serait alors reportée sur l'année suivante (ou l'année de la réalisation de la prochaine opération à surveiller).
Demande B2 : Je vous demande de me préciser votre analyse sur **l'opportunité de prévoir une**
organisation permettant de prioriser la planification d'actions de surveillance « **prioritaires** »
avant la formalisation du planning de surveillance global sur **les opérations de surveillance hors** maintenance.
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.
4 Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L**'adjoint à la chef de la division**
Signé par Eric ZELNIO
s |
INSSN-LYO-2022-0382 | Référence courrier : CODEP-LYO-2022-019585 M**onsieur le chef d'installation ICEDA**
EDF - DPNT - DP2D
ICEDA
CNPE du Bugey BP 60120 01155 LAGNIEU Cedex Lyon, le 15 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
EDF / DP2D - Iceda (INB no 173)
N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) :
Inspection n°INSSN-LYO-2022-0382 du 5 avril 2022 Thème : LT2f-b Contrôles et essais périodiques Références : **[1]** Code de l'environnement, notamment les chapitres II du titre IV du livre V et chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Code du travail, notamment le titre V du livre IV de sa 4ème partie
[3] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB [4] Décision ASN DC-2013-0360 du 16 juillet 2013 relative à la maitrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des INB
[5] Décision ASN DC-2014-0442 du 15 juillet 2014 fixant les modalités de rejets des INB n°45, n°78, n°89 et n°173 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 5 avril 2022 au sein de l'établissement Iceda (INB no 173) sur le thème « contrôles et essais périodique ».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspectrices.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 5 avril 2022 de l'installation Iceda avait pour principal objectif d'évaluer l'organisation des différents contrôles, essais périodiques et opérations de maintenances prévues. Les inspectrices ont observé un contrôle périodique interne de fonctionnement d'appareil de mesure radiologiques de type COMO 170 et NT 22, et ont examiné par sondage les différents essais périodiques réalisés sur les EIP1 en 2021 et en 2022.
Il ressort de cette inspection que la thématique de contrôle et des essais périodiques (CEP), ainsi que de la maintenance, est en amélioration. Les nouvelles modalités mises en place, et le travail de bascule des différents contrôles vers le nouveau logiciel de la maintenance (EAM) sont salués positivement. Ces actions sont à poursuivre afin d'intégrer l'ensemble des activités de maintenance. Par ailleurs, les documents consultés (gammes opératoires liées aux essais périodiques, et tableaux recensant les AIP2 et les EIP ainsi que leurs exigences définies et les contrôles techniques associés) étaient de qualité. Toutefois, le pilotage des dossiers d'intervention est toujours une action à améliorer, afin de diminuer les délais de la création à l'archivage de ces derniers, mais également afin de tracer les suites données aux contrôles non conformes. Par ailleurs, les procès-verbaux consultés, remplis succinctement, ne permettaient pas de vérifier clairement la conformité des essais réalisés. Enfin, la conformité à l'ARPE3 doit être réétudiée sous l'angle des contrôles et essais périodiques.
## A. Demandes D'Actions Correctives Conformité À La Décision Individuelle De Modalités Des Rejets
Les inspectrices ont vérifié le respect des périodicités des CEP réalisés sur les alarmes des chaines de mesures de la contamination atmosphérique KRT. Ce système élémentaire est un EIP identifié au titre de l'article 4.3.4-I de la décision ASN [3] : « I- *Les contrôles, les essais périodiques et la maintenance des éléments importants pour la protection visent à* garantir au minimum : -le bon état et l'étanchéité *des canalisations ou tuyauteries […]* ; - le bon fonctionnement, le contrôle périodique et l'étalonnage des appareils de mesure et des alarmes équipant ou associées à ces équipements important pour la protection. » Votre décision « modalités » [4] prescrit : [EDF-BUG-65] : « *La fréquence des contrôles prévus au I de l'article 4.3.4 de la décision du 16 juillet 2013* susvisée est au moins :
-*annuelle pour les réservoirs d'entreposage des effluents radioactifs gazeux* ;
-mensuelle pour les dispositifs, les détecteurs et les alarmes associées. »
Vos RGE4 précisent cependant au chapitre IX que le contrôle des alarmes associées à la chaine de prélèvement KRT est réalisé de façon annuelle.
Demande A1: **Je vous demande de vérifier la conformité de vos RGE chapitre IX à la décision**
[4] prescrivant les modalités de rejets du site du Bugey.
Demande A2: Je vous demande de mettre en place un contrôle mensuel des alarmes KRT
conformément à la prescription technique [EDF-BUG-65].
Demande A3: Je vous demande de vous positionner sur la nécessité de déclarer un évènement significatif du fait du non-respect de cette décision DC-2014-0442 [4].
## Suites Données Aux Résultats Des Essais Périodiques
Les inspectrices ont examiné les procès-verbaux et les gammes associées au CEP sur l'efficacité des filtres THE du filtre DVN1710, réalisés en 2021 et en 2022. Les gammes opératoires et les PV ont été modifiés entre les deux contrôles, suite à un changement d'intervenant extérieur. Les inspectrices ont noté que le critère d'efficacité requis au titre des RGE (E>3000) était recopié manuellement sur les nouveaux PV en indiquant « 3000 », sans préciser s'il s'agissait d'une valeur minimale ou maximale. Par ailleurs, le symbole « < » avait été rajouté puis barré. Le formalisme précédent ne permettait pas de confusion sur les critères à atteindre.
Demande A4: Je vous demande **d'améliorer la clarté des PV de vos CEP, afin que les critères**
et le résultat de conformité soient clairement identifiés **sur le document.**
Par ailleurs, le PV référencé CDP/VT/0253/21.0268 de contrôle d'efficacité du filtre repéré 7 DVN 2476 réalisé le 26/04/2021 présente un résultat non conforme à l'attendu. Pour autant, il n'y a pas d'actions associées tracées, et la case « rédaction d'une fiche de non-conformité » n'est pas cochée.
Demande A5: Je vous demande de renforcer le suivi des non conformités et de tracer les demandes de travaux associées **dans le PV de contrôle.**
## Portique D'Accès En Zone Contrôlée
Durant l'inspection les inspectrices ont noté que le portillon permettant l'accès en zone contrôlée depuis le vestiaire féminin ne bloquait pas systématiquement l'accès en zone sans RTR5. L'article R.
4451-24 du code [2] dispose que « L'employeur délimite, par des moyens adaptés, les zones surveillée, contrôlées ou radon qu'il a identifiées et en limite l'accès ».
Demande A6: Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires **afin que l'accès en**
zone contrôlée ne soit possible que pour du personnel autorisé
**Suivi des dossiers d'intervention**
Les inspectrices ont examiné de nombreux dossiers d'interventions (DI) à différents stades de remplissage. Les dossiers analysés présentaient des délais plus ou moins importants lors des différentes étapes d'avancement du DI, notamment lors de la phase de préparation et avant l'archivage.
La note de gestion des dossiers d'intervention6 précise les délais attendus à chaque phase du dossier, délais actuellement non respectés. Lors de l'inspection INSSN-LYO-2021-0439 du 8 juillet 2021, les inspecteurs avaient déjà réalisé une demande sur ce sujet, pour laquelle la réponse n'est que peu satisfaisante : l'engagement pris par EDF sur le sujet ne portait que sur la phase de réalisation afin de réduire le délai de remise des documents par les chargés de travaux une fois l'intervention terminée, mais pas sur l'ensemble du processus. Cette action n'est donc toujours pas suffisamment efficace.
Demande A7: Je vous réitère ma demande de clôturer vos compte-rendu **d'essais dans un**
délai raisonnable. Vous vous assurerez que les ressources allouées à cette tâche sont suffisantes.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Note D'Organisation De La Maintenance Et Des Cep
Au début de l'inspection, vos équipes ont présenté l'organisation transitoire mise en place ainsi que les objectifs à atteindre concernant la gestion des CEP et de la maintenance. Toutefois aucune note issue de votre SMI7 n'a été présentée, notamment sur l'organisation à mettre en place, le pilotage à effectuer sur ces différents processus, ou encore les indicateurs à surveiller.
Demande B1: Je vous demande de me transmettre les procédures **et les notes décrivant les**
processus de la maintenance **et de la gestion des CEP. A défaut, je vous demande de**
m'indiquer les dates où l'organisation pérenne sera mise en place et où les notes de processus en cours d'élaboration seront effectives.
## 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
6 **D455522005914 indice A** 7 Système de management intégré vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de division Signé par Fabrice DUFOUR |
INSSN-LYO-2022-0395 | Référence courrier : CODEP-LYO-2022-019465 Lyon, le 14 avril 2022 Monsieur le directeur Orano CE
BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Orano CE - Direction D3SEPP
Inspection n° INSSN-LYO-2022-0395 du 8/04/2022.
Thème : Respect des engagements Références : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 8 avril 2022 à la direction D3SEPP 1 du site nucléaire Orano du Tricastin 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 8 avril 2022 a porté sur l'examen, par sondage, du respect des engagements pris par la direction D3SEPP du site envers l'ASN mais aussi du cadrage général de cette direction sur l'ensemble des engagements envers l'ASN pour toutes les INB du site. Les engagements examinés font essentiellement suite aux inspections antérieures menées par l'ASN et donnant lieu à des plans d'action portés par la direction du site.
Au travers de cet examen, l'objectif était d'évaluer la suffisance de l'organisation de la direction du Tricastin pour assurer un suivi des engagements rigoureux. Il ressort de cette inspection que l'exploitant a progressé sur la gestion des engagements pris envers l'ASN même si il lui reste à valider les dernières révisions de procédures concernées. Son organisation a donc été jugée satisfaisante.
## A. Demandes D'Actions Correctives 2 Révision Du Mode Opératoire Référencé Tricastin-19-002407
Suites aux demandes de l'ASN formulées lors de l'inspection menée en 2021 sur le thème du respect des engagements, la direction D3SEPP d'Orano Tricastin a apporté diverses améliorations du cadrage général et du suivi des engagements envers l'ASN pour toutes les INB du site. Parmi les avancées jugées majeures par les inspecteurs, il y a désormais l'objectif d'éviter de reporter l'échéance d'un engagement et un suivi mis en place pour pister ces reports. Enfin une cible a été définie à 20% pour le ratio d'engagements à échéance décalée.
Les inspecteurs ont vérifié que les outils de suivi révisés étaient correctement définis et mis à jour et ont ensuite demandé à consulter le mode opératoire Tricastin-19-002407 qui définit notamment les indicateurs de sûreté ainsi que leur suivi associé. L'exploitant a précisé que ce mode opératoire est en cours de révision et les inspecteurs ont donc consulté le projet de révision.
Les inspecteurs ont relevé que dans le projet de révision l'objectif de limiter à 20% le nombre de reports d'engagements ne figure pas dans la définition des cibles (section 9.6). Par ailleurs, la définition et les révisions du standard de processus « suivi des engagements des autorités » référencé Tricastin-20111071 sont apparues incohérentes entre leur version figée dans le système de gestion intégré et leur rappel en annexe du mode opératoire Tricastin-19-002407 précité. Demande A1 : Je vous demande de **compléter et finaliser la révision en cours du mode**
opératoire référencé Tricastin-19-002407 **en y ajoutant toutes les évolutions du suivi des** engagements présentées en inspection et notamment le ratio-cible des engagements reportés. Je vous demande de me communiquer ensuite la version validée et les standards de processus associés à ce thème.
## Sensibilisation Des Personnes Ressources Pour La Veille Réglementaire
Suites aux demandes de l'ASN formulées lors de l'inspection menée en 2021 sur le thème de la veille réglementaire, la direction D3SEPP d'Orano Tricastin a apporté diverses améliorations à ce processus conformément à ses engagements. Parmi ceux-ci, une sensibilisation à la démarche de veille réglementaire et aux outils utilisés par Orano pour la réaliser a bien été menée vers les personnes impliquées dans ces actions de veille réglementaire.
Les inspecteurs ont cependant relevé que cette sensibilisation n'était pas décrite dans la procédure « veille réglementaire » référencée TRI-13-000236 qui a pourtant été révisée en 2021.
Demande A2 : Je vous demande de compléter, lors de sa prochaine révision, **la procédure**
«veille réglementaire» référencée TRI-13-000236 en y ajoutant la sensibilisation ou la formation des personnes concernées par la veille réglementaire.
## B. Demandes D'Informations Complementaires 3 Retour D'Expérience Du Suivi Du Linge Contaminé Par Point De Collecte
Suite à l'inspection INSSN-LYO-2021-0406 du 30/03/2021, vous vous êtes engagé à mettre en place le suivi et le retour d'expérience (REX) du linge contrôlé contaminé par point de collecte dans les vestiaires. Le REX est prévu d'être réalisé sur les années 2021 et 2022 selon votre engagement.
Les inspecteurs avaient demandé un point d'étape sur ce REX pour contrôler ses modalités de réalisation. Le service radioprotection est venu présenter des bilans chiffrés qui alimentent ce REX sur le linge déclaré contaminé. Les inspecteurs ont noté que le point de collecte dénommé « W 2 » est un des contributeurs importants en ligne contaminé pour 2019 et 2020 mais pas en 2021.
En réponse aux inspecteurs, le service radioprotection a indiqué ne pas avoir analysé ces tendances de manière plus qualitative. Les inspecteurs estiment que cette collecte de données devrait justement être l'occasion de dégager des signaux faibles positifs ou négatifs et qu'il conviendrait d'étudier les dérives à la hausse ou à la baisse pour essayer de les expliquer. Par exemple, pour le point de collecte « W 2 »,
des opérations exceptionnelles menées fin 2019, début 2020 pourraient expliquer ces nombres. Demande B1 : Je vous demande de m'informer sur la manière de compléter le REX sur le linge déclaré contaminé par des données qualitatives traduisant les signaux faibles observées dans le suivi comptable des données. Vous pourriez utilement commencer par les données évoquées ci-avant sur le point de collecte « W 2 »
## Informations Transmises Lors Du Message D'Alerte Pour Le Gréement Des Astreintes
Suite à l'inspection INSSN-LYO-2020-0412 du 22 & 23/11/2020, vous vous êtes engagés à diverses actions en vue d'améliorer les informations saisies dans le logiciel spécifique puis transmises aux équipiers d'astreintes lors de situations d'urgence. Les inspecteurs ont souhaité examiner dans quelle mesure les actions mises en place pouvaient efficacement permettre aux chefs de brigade et à leurs adjoints de s'entraîner à rédiger des messages complets. Il ressort des échanges avec vos représentants que deux possibilités n'ont pas encore été utilisées : demander d'une part la rédaction d'un message complet lors des mises en situations prévues à certaines prises d'astreinte le vendredi après-midi et d'autre part, intégrer dans le retour d'expérience de chaque exercice ou situation réelle un examen de la complétude du message d'alerte.
4 Demande B2 : Je vous demande de m'informer sur la manière de compléter vos actions visant à rédiger et à diffuser des messages d'alerte complets aux équipiers d'astreinte en utilisant les deux propositions visées ci-dessus.
C. OBSERVATIONS Sans objet. Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois** des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de pôle délégué Signé par Fabrice DUFOUR |
INSSN-MRS-2022-0547 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-017778 **Monsieur le directeur du CEA MARCOULE**
BP 17171 30207 BAGNOLS SUR CÈZE Marseille, le 25 avril 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Lettre de suite de l'inspection du 5 avril 2022 sur le thème « conduite accidentelle » à Phénix (INB 71)
N° dossier : Inspection no INSSN-MRS-2022-0547 **(à rappeler dans toute correspondance)**
Références :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de**
base
[3] **CEA/DES/DDSD/UPDI/SPMP/GES-2021-0016 du 21/11/20**
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection de Phénix (INB 71) sur le thème « conduite accidentelle » a eu lieu le 5 avril 2022.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection inopinée de l'installation Phénix (INB 71) du 5 avril 2022 portait sur le thème « conduite accidentelle ». Les inspecteurs ont examiné par sondage le processus de gestion des consignes à tenir en situations incidentelle ou accidentelle. Ils ont effectué une mise en situation de la règle A13 « perte de la production d'argon et d'azote » de la section 6 des règles générales d'exploitation (RGE) de l'installation.
La consigne de conduite A13, qui détaille les actions à réaliser en application de la règle A13 des RGE, a correctement été déroulée par l'équipe de quart dans le cadre de la mise en situation. Les inspecteurs ont cependant constaté que la consigne n'était pas à jour de l'état de l'installation et présentait des incohérences avec la règle A13 de la section 6 des RGE.
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que le test et la revue périodique des consignes de conduite incidentelle, accidentelle ou ultime doit progresser pour s'assurer de leur efficacité et de leur conformité au référentiel.
Des demandes sont formulées ci-après concernant la mise à jour de la consigne accidentelle A13, la vérification périodique de l'efficacité des consignes de conduite, l'amélioration de l'analyse des interactions avec les consignes de conduite dans le processus de gestion des modifications, la fourniture de gaz et du matériel nécessaire à sa mise en œuvre en cas d'urgence, les conséquences de la perte simultanée de l'azote et de l'argon, la traçabilité de l'examen dans les plus brefs délais des écarts et la signalisation de l'accès au local barillet.
## I. **Demandes A Traiter Prioritairement**
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. **Autres Demandes** Mise À Jour De La Consigne De Conduite A13
L'exploitant identifie la conduite de l'installation en tant qu'activité importante pour la protection (AIP). L'article 2.5.6 de l'arrêté [2] 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. »
La mise en situation a permis de constater les éléments suivants concernant la consigne de conduite A13 **« perte simultanée de l'argon et de l'azote »** :
- **la consigne n'est pas à jour de certaines évolutions de l'installation, le local n'est plus grillagé**
au niveau de la vanne ARV300, nouvelles modalités d'accès à la vanne NGV002,
- **l'ensemble des équipements sur lesquels le rondier doit intervenir n'est pas clairement localisés**
dans la consigne,
- **les vannes sont référencées BAV023 et BAV039 dans la consigne, alors que sur le terrain**
l'affichage précise BAV23 et BAV39,
- **des étiquettes précisant la dénomination d'équipements étaient manquantes sur le terrain**
(ARMN41 et vannes entre le réservoir d'azote et l'évaporateur).
Ces incohérences entre la consigne et la réalité du terrain peuvent amener à générer des délais de mise en œuvre de la consigne plus importants, voire des erreurs de manipulation. Demande II.1. : **Mettre à jour la consigne de conduite A13 pour améliorer son efficacité et sa**
lisibilité.
Demande II.2. : **Identifier les équipements le nécessitant et, notamment, appelés par la consigne**
de conduite A13.
## Revue Périodique Et Test Des Consignes De Conduite Déclinant Les Règles De La Section 6 Des Rge
Les consignes de conduite déclinant la section 6 des RGE font l'objet d'une relecture tous les 3 ans. Les éléments de traçabilité de la dernière relecture de la consigne de conduite A13, intervenue en 2019, ont été consultés en inspection. Cette relecture n'a pas fait apparaitre de nécessité de modifier la consigne et la conformité de la consigne avec les RGE ne semble pas avoir été vérifiée. Les inspecteurs ont constaté que la consigne de conduite A13 n'est pas cohérente avec la règle A13 de la section 6 des RGE concernant la fermeture des vannes NGV587, NGV589 et NGV590. Les équipes de quart sont formées au déroulé des consignes deux fois par an sur un simulateur de conduite mais ces formations, qui permettent de tester les consignes de conduite, ne portent pas sur les actions de terrain.
Le processus de revue périodique et de test des consignes de conduite déclinant les règles de la section 6 des RGE ne permet pas de s'assurer que ces consignes sont conformes aux RGE et qu'elles sont à jour des évolutions de l'installation. Demande II.3. : **Préciser les mesures que vous mettrez en œuvre pour vérifier de manière plus**
efficace les consignes de conduites déclinant les règles de la section 6 des RGE et vous assurer que ces consignes sont cohérentes avec l'état de l'installation.
Incidence des modifications de l'installation sur les consignes de conduite déclinant les règles de la section 6 des RGE Les analyses de sûreté réalisées dans le cadre de la modification du local grillagé et de la modification de l'accessibilité du local où est située la vanne NGV002 n'ont pas identifiées l'incidence de ces modifications sur la consigne de conduite A13.
Demande II.4. : **Améliorer la gestion des modifications de l'installation pour qu'elle prenne mieux**
en compte les incidences potentielles des modifications, y compris en phase travaux, sur les consignes de conduite déclinant les règles de la section 6 des RGE.
## Approvisionnement Du Matériel Nécessaire À La Fourniture D'Azote Et D'Argon
La convention entre le CEA et le fournisseur d'azote et d'argon précise une exigence de 12h pour la fourniture d'argon et d'azote en cas d'urgence, ce qui est cohérent avec la section 6 des RGE. Cette convention ne précise cependant pas d'exigences concernant la fourniture du matériel nécessaire à leur mise en œuvre, cuves et évaporateurs notamment. Demande II.5. : **Préciser les exigences contractuelles complémentaires à apporter concernant la**
fourniture du matériel nécessaire à la mise en œuvre de l'argon et de l'azote en cas d'urgence.
## Analyse De L'Argon Et De L'Azote Reçu
L'approvisionnement en argon et en azote en situation normale fait l'objet d'analyses chimiques pour vérifier la qualité des gaz fournis. Ces analyses peuvent a priori être réalisées dans des délais courts.
La consigne testée lors de la mise en situation ne prévoit pas ces analyses. Demande II.6. : **Analyser la faisabilité de la réalisation d'analyse de la qualité des gaz reçus dans**
les actions différées de la consigne de conduite A13.
## Conséquences Potentielles De La Perte Simultanée De L'Argon Et De L'Azote
L'exploitant n'a pas pu préciser dans le cadre de l'inspection inopinée, l'origine du délai limite de 12 h pour l'approvisionnement en argon et en azote. Les conséquences potentielles pour la sûreté d'une telle situation n'ont également pu être précisées.
Demande II.7. : **Préciser les conséquences potentielles pour la sûreté de l'installation de la perte**
simultanée de l'argon et de l'azote et l'origine du délai limite de 12 h pour la fourniture de l'argon et de l'azote.
Evènement intéressant la sûreté du 6 octobre 2021 concernant une fuite d'argon : traçabilité de l'examen dans les plus brefs délais de l'écart Le CEA trace l'examen et le traitement des écarts sur les INB par l'ouverture de fiches d'événement ou d'amélioration (FEA).
L'exploitant n'a pas ouvert de FEA pour l'écart du 6 octobre 2021 concernant une fuite sur une ligne argon.
L'article 2.6.2 de l'arrêté [2] dispose : « **L'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque** écart »
Le III de l'article 2.6.3 de l'arrêté [2] dispose : « **Le traitement d'un écart constitue une activité importante** pour la protection » Demande II.8. : **Transmettre la FEA quand elle sera ouverte et lorsqu'elle sera clôturée et justifier**
le délai d'ouverture de cette FEA.
## Signalisation De L'Accès Au Local Barillet
Dans le compte-rendu [3] concernant le retour d'expérience du déroulement de la consigne A15 (fuite de la cuve barillet) du 17 novembre 2020, l'action suivante a été planifiée pour fin 2020 : **« l'accès au radier** du barillet n'est pas connu des équipes ; une identification en local de la trappe d'accès au radier du barillet est à faire »
En inspection, lors du passage dans le couloir barillet, les rondiers n'ont pas pu préciser la localisation de la trappe d'accès au local barillet. Demande II.9. : **Préciser les raisons pour lesquelles la localisation de la trappe d'accès n'est pas**
connue et le processus de suivi des actions issues de compte-rendu [3].
III. **CONSTATS OU OBSERVATIONS N'APPELANT PAS DE REPONSE**
Cette inspection n'a pas donné lieu à des constats ou observations n'appelant pas de réponse. IV. **OBSERVATIONS A L'ATTENTION DES AUTRES SERVICES DE L'ETAT**
Cette inspection n'a pas donné lieu à des observations à l'attention des autres services de l'Etat Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et **selon les modalités d'envois figurant ci-dessous**, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par, Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier.
Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive
(zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/**. Le lien de**
téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-LYO-2022-0480 | Lyon, le 15/04/2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-017893 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de **Cruas-Meysse**
Electricité de France BP 30 07350 **CRUAS**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB n os 111 et 112)
Lettre de suite de l'inspection du 5 avril 2022 Thème : « Essais périodiques et essais de requalification »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB
[3] D5180NRCD50179 VP réacteur 1 Bilan des essais 2018 - 2019 - 2021
[4] D5180NRCD70856 VP réacteur 2 Bilan des essais 2018 - 2019 - 2021 [5] D5180NRCD49913 ASR réacteur 3 Bilan des essais 2018 - 2019 - 2021
[6] Note E/M/E/NG/91/102 procédure essai périodique U4
## 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 5 avril 2022 sur la centrale nucléaire de CruasMeysse sur le thème du bilan des essais périodiques et essais de requalification réalisés en 2021.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 5 avril 2022 portait sur le contrôle des essais périodiques (EP) prévus au titre du chapitre IX des règles générales d'exploitation (RGE) applicables aux réacteurs du site et des essais de requalification engagés à la suite des interventions ou de modifications réalisées en 2021, dans le cadre des arrêts des réacteurs 1, 2 et 3. Les essais périodiques et de requalification contrôlés par sondage par les inspecteurs ont été réalisés de manière globalement satisfaisante. Toutefois, les inspecteurs ont identifié que les règles générale d'exploitation (RGE) n'ont pas été rigoureusement appliquées concernant le non-respect d'un critère d'essai relatif à un sommateur intervenant dans la chaine de protection du circuit primaire (RPR) du réacteur 3. D'autre part, l'exploitant devra vérifier la cohérence de la valeur de pression de la chaine de mesure de la turbopompe d'alimentation en eau de secours des générateurs de vapeur (ASG). Enfin, les inspecteurs ont identifié que la gamme d'essai périodique de contrôle des matériels de la procédure dite « U4 » ne respecte pas le formalisme attendu pour les essais du chapitre IX des RGE.
## A. Demandes D'Actions Correctives Disponibilité D'Un Système Après Un Essai Périodique Non Satisfaisant
La section 1 du chapitre IX des RGE prévoit qu'un essai périodique (EP) soit déclaré non satisfaisant si un critère RGE A n'est pas respecté. En conséquence, le matériel doit être considéré et déclaré comme indisponible et les spécifications techniques d'exploitation (chapitre III des RGE) doivent être appliquées. En effet, selon le paragraphe VII.1.4 du chapitre « généralités » du chapitre III des RGE, un matériel est disponible si *« A minima les Programmes d'Essais des chapitres IX et X des RGE, et de Maintenance Préventive des* matériels, équipements ou systèmes sont effectués normalement : respect de la périodicité (tolérance incluse) et du mode opératoire, obtention de résultats satisfaisants. »
Dans le bilan des essais [5], les inspecteurs ont consulté le plan d'action référencée PA n°231830 relatif au nonrespect du critère de groupe A du chapitre IX des RGE de validation fonctionnelle (CVF) du sommateur repéré 3 RCP 409 ZO, intervenant dans la chaine de protection du circuit primaire (RPR) du réacteur 3.
Les inspecteurs ont noté qu'à l'issue de cet essai, référencé EPA RCP 730, le chef d'exploitation a procédé à une analyse de sûreté, sur la base d'une fiche de doctrine interne, validée par la filière indépendante de sûreté (FIS), référencée FQRL n°22, et a considéré que la chaine de protection du réacteur était disponible car l'écart affectant le matériel était considéré comme conservatif. En application de cette FQRL, l'événement STE de groupe 1 associé à l'indisponibilité de cette chaine de protection n'a pas été posé et sa mise en position test, demandée par la conduite à tenir associée n'a donc pas été respectée. Effectivement, à la lecture de la FQRL, les inspecteurs ont relevé que vous avez établi une position sur la disponibilité des chaines RPR en fonctionnement normal. Cette position conduit à considérer que :
une chaîne de protection RPR dont un capteur est hors critère CVF et non conservative est considérée indisponible.
une chaîne de protection RPR dont un capteur est hors critère CVF et conservative est considérée disponible.
Toutefois, les inspecteurs considèrent que l'application de la FQRL, pour des résultats issus d'un essai périodique, n'est pas conforme à la doctrine des RGE, qui prévoient que, lorsqu'une plage de valeurs associées à un critère A n'est pas respectée, l'essai soit considéré comme non satisfait. En outre, bien que l'écart ait été considéré conservatif, les inspecteurs ont noté que vos représentants ont procédé à une correction de l'écart puis à une requalification du matériel. Les inspecteurs considèrent que l'analyse en temps réel d'un non-respect d'un critère RGE A ne correspondant aux exigences requises par vos RGE. En effet, un critère RGE A non respecté ne doit pas être analysé en temps réel et le matériel associé doit être considéré comme indisponible au sens des STE, jusqu'à ce que l'écart soit formellement traité. Demande A1 **: Je vous demande de modifier la FQRL n°22 pour la mettre en cohérence avec la doctrine**
concernant les résultats d'EP. **Si nécessaire, je vous demande de vous rapprocher de vos services centraux**
pour faire évoluer la règle d'essais en conséquence. Demande A2 **: Je vous demande d'analyser la situation rencontrée dans le cadre de l'arrêt du réacteur 3 et**
de vous prononcer rétroactivement sur la disponibilité de la chaine RPR au sens des RGE. Vous analyserez cette situation vis-à-vis des critères de la DI n° 100.
## Cohérence Des Valeurs D'Une Chaine De Mesure
Les inspecteurs ont consulté la gamme d'essai du service conduite référencée EPC ASG 043, relative à l'essai de mise en service, sur le réacteur 1, de la turbopompe d'alimentation de secours de générateur de vapeur (ASG). Les inspecteurs ont constaté que la valeur de pression du capteur repéré 1 ASG 006 MP, relevée au niveau du système de traitement centralisé des informations (KIT) était différente, de l'ordre de 20%, de la valeur relevée sur l'indicateur en salle de commande repéré 1 ASG 553 ID. Or, les inspecteurs ont relevé que la valeur lue sur l'indicateur 1 ASG 553 ID est prise en compte pour le calcul de la hauteur manométrique totale de la pompe et donc valider un critère RGE B du chapitre IX. Demande A3 **: Je vous demande de vérifier la cohérence des valeurs de la chaine de mesure du capteur**
repéré 1 ASG 006 MP et de me faire part des conclusions de cette vérification.
## Déclinaison Des Critères Rge Dans La Gamme D'Essai U4
La centrale nucléaire de Cruas-Meysse est équipée de plots parasismiques. Cette spécificité s'est traduite, lors de la conception du site, par la mise en œuvre, sous les radiers des bâtiments réacteurs (BR), d'un radier supplémentaire soutenant les BR. Cette spécificité a amené l'ASN à demander à EDF, de mettre en place des moyens permettant de réduire le terme source en cas d'accident grave et de percement du radier des BR. De ce fait, des moyens permettant de noyer la cave entre les deux radiers ont été définis ainsi qu'un système autonome mobile permettant d'injecter une quantité suffisante de soude vers les puisards des BR. La note citée en référence [6] précise les essais périodiques à réaliser pour ces équipements. Les inspecteurs ont constaté que cette note est déclinée dans une note locale du site qui ne respecte pas le formalisme attendu pour les essais périodiques, fixé par les généralités du chapitre IX des RGE. En effet, cette note ne comporte pas les informations relatives aux valeurs de performances des matériels à atteindre (débit, pression) ainsi que la définition des critères RGE A ou B, pourtant nécessaire pour que l'exploitant puisse se prononcer sur les performances du système U4. Demande A4 : **Je vous demande de mettre à jour les procédures locales d'essais périodiques U4 permettant**
de répondre aux exigences de la section 1 **du chapitre IX des règles générales d'exploitation.**
## Défaut Sur Le Voyant Du Terminal Incendie 9 Jdt 017 Hk
Les inspecteurs ont consulté le plan d'action référencé PA n°236200 relatif au dérangement du terminal incendie repéré 9 JDT 017 HK. Les inspecteurs ont constaté que le voyant du terminal est en défaut alors que le terminal est disponible. Cette situation perdure depuis le 3 août 2021.
Les inspecteurs considèrent que la présence du voyant de dérangement sur le terminal incendie peut induire une accoutumance à un défaut et ne permettrait pas de détecter l'indisponibilité du terminal incendie en cas de réelle défaillance.
Demande A5 : Je vous demande de procéder à la réparation du terminal incendie 9 JDT 017 HK **et, à défaut,**
d'étudier la mise en place de dispositions compensatoires.
## Oxydation Du Capteur 1 Jpu 002 Sn
Les inspecteurs ont consulté le plan d'action référencé PA n°207736, relatif au blocage du capteur de niveau repéré 1 JPU 002 SN. Ce capteur permet de détecter un manque d'eau et d'émulseur dans le réservoir repéré 1 JPU 002 CW de protection incendie du groupe électrogène d'ultime secours à moteur diesel (DUS). D'après le PA, le capteur s'est bloqué en raison de l'oxydation de son mécanisme de commande. Le capteur a ensuite été remplacé et requalifié. Les inspecteurs ont identifié que ce capteur a été remplacé en 2019 et en 2021, pour la deuxième fois, depuis sa mise en service. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'aucune expertise n'a pour le moment été envisagée ni aucune action pérenne permettant d'éviter le renouvellement de cet écart.
Demande A6 : Je vous demande de procéder à une expertise du capteur 1 JPU 002 SN remplacé pour vous prononcer sur l'origine du phénomène de dégradation **et statuer sur son caractère potentiellement**
générique. Vous me ferez part du délai nécessaire pour réaliser cette expertise et m'en transmettrez les conclusions.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Les inspecteurs ont noté qu'une analyse documentaire des gammes et procédures des moyens locaux de crise
(MLC) du site est en cours.
Demande B1 **: Je vous demande de me transmettre les conclusions de cette analyse et les actions engagées.**
## C. Observations
Les inspecteurs ont bien noté que les résultats de l'expertise de la chaine KRT repérée 1 KRT 043 MA seront transmis à l'ASN.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-MRS-2022-0582 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-018803 **Monsieur le directeur du CEA CADARACHE**
13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE
Marseille, le 11 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base.
Lettre de suite de l'inspection du 31 mars 2022 sur le thème de l'incendie à l'INB 37A
(STD)
N° dossier: Inspection noINSSN-MRS-2022-0582 (à rappeler dans toute correspondance)
Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [INB]
[2]Procédure de gestion et de surveillance des matiières combustibles dans les locaux de l'INB
37A - Indice 13
[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 Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en références concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 31 mars 2022 dans la STD (INB 37A) sur le thème de l'incendie.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de la STD (INB 37A) du 31 mars 2022 portait sur le thème de l'incendie.
Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place au sein de l'installation concernant la maîtrise du risque d'incendie. Ils ont vérifié par sondage l'application de la procédure de gestion et de surveillance des matières combustibles dans les locaux de l'installation par l'examen de plusieurs documents. Des comptes rendus de visites réalisées par l'exploitant sur le thème de l'incendie, des fichiers de suivi des charges calorifiques par locaux et des permis feu ont été examinés. Les inspecteurs ont procédé à la visite des locaux 1, 4, 12 et 16 afin de vérifier la présence de matériel d'extinction et le respect des charges calorifiques et des inventaires définis, notamment dans les locaux 4 et 12 situés de part et d'autre du local 16 pouvant contenir de la matière fissile. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les mesures mises en place au sein de l'installation sont moyennement satisfaisantes. En effet, bien que l'exploitant veille au maintien de la propreté de l'installation vis-à-vis du risque incendie en période de chantier et réalise un suivi des charges calorifiques, la mise à jour de l'outil de gestion des charges n'est pas systématique. De plus, le suivi des charges calorifiques dans les locaux 4 et 12 devant faire l'objet d'une surveillance renforcée ne correspond pas à l'état réel constaté lors de la visite. Des compléments sont également attendus concernant des essais feux réels.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Cette inspection n'a pas donné lieu à des demandes à traiter prioritairement.
## Ii. Autres Demandes Traçabilité Des Fûts De Déchets
L'article 6.5 de l'arrêté [1] dispose « l'exploitant assure la traçabilité de la gestion des déchets produits dans son installation ». De plus, le chapitre 13 des règles générales d'exploitation de l'INB relatif à la gestion des déchets prévoit que la traçabilité des informations relatives aux colis de déchets est assurée par le logiciel CARAIBES. Dans le local 4, les inspecteurs ont constaté que 2 fûts portent le même numéro Caraïbes C123760.
Demande II.1. : Assurer la traçabilité des **déchets de votre installation.**
Demande II.2. : Expliquer le doublon de référence Caraïbes et justifier, le cas échéant, de son importance vis-à-vis de la protection **des intérêts.**
## Suivi Des Quantités De Déchets Présents Dans L'Installation
L'article 6.5 de l'arrêté [1] dispose « Il (l'exploitant) tient à jour une comptabilité précise des déchets produits et entreposés dans l'installation, précisant la nature, les caractéristiques, la localisation, le producteur des déchets, les filières d'élimination identifiées ainsi que les quantités présentes et évacuées »
Plusieurs incohérences entre le tableau de suivi renforcé « contrôle DCC et inventaire radiologique.xls
», les fiches de suivi détaillées de déchets auto-générés STD affichées dans le local, celles distribuées en inspection et le terrain ont été relevées :
- La visite du local 12 a montré qu'il ne contenait aucun fût alors qu'il devrait y avoir 5 fûts TFA
d'après le tableau de suivi « contrôle DCC et inventaire radiologique.xls ». Ces fûts n'ont pas pu être localisés lors de la visite.
- Le tableau de suivi renforcé « contrôle DCC et inventaire radiologique.xls » tenu par l'exploitant décompte, pour le local 4, 10 fûts d'huile < 223 l alors qu'il y en a 7 en réalité.
- Concernant la fiche de suivi de déchets auto générés STD affichée dans le local 4, cette même fiche imprimée le jour de l'inspection, le tableau de suivi « contrôle DCC et inventaire radiologique.xls » et le terrain ne sont pas cohérents :
o 22 fûts sont présents sur le terrain, dont 1 vide, alors que la fiche de suivi de déchets auto générés STD imprimée le jour de l'inspection décompte 19 fûts : sont manquants sur cette fiche un fût effluent tunnel presse et une outre « cuve tampon »
o Le tableau de suivi « contrôle DCC et inventaire radiologique.xls » ne prévoit pas d'outre dans les types de déchets alors qu'une est présente dans le local.
Demande II.3. : **Tenir à jour une comptabilité plus rigoureuse des déchets produits et entreposés**
dans votre installation **notamment en contrôlant et corrigeant les différences**
entre les divers documents de suivi et en les mettant en cohérence avec la réalité du terrain. M'informer de **la localisation des 5 fûts TFA, qui devaient se trouver dans le local**
12 selon votre fichier de suivi.
## Non-Respect De La Périodicité De Contrôle Des Charges Calorifiques
Votre procédure [2] dispose au 6.1 que « *la périodicité de contrôle (contrôle périodique) de l'ensemble des* locaux de l'INB 37*-A est au maximum de 3 ans* ». La dernière mise à jour des charges calorifiques date de juillet 2018 ; le cycle de 3 ans prévu au 6.1 de la procédure est ainsi dépassé. L'article 2.6.2 de l'arrêté [1] dispose « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart. » Demande II.4. : Qualifier cet écart et justifier, le cas échéant, de son importance vis-à-vis de la protection des intérêts.
## Dépassement De Charge Calorifique
La fiche DCC 2021-05 fait état d'un dépassement de charge calorifique dans un bureau. Ce dépassement est géré par une FEA générique n°2021-0624. A la suite du constat de ce dépassement, il n'a pas été mis en œuvre de mesures compensatoires, contrairement aux dispositions du 6.3 de la procédure [2]. En effet, la procédure prévoit que « si l'écart ne peut pas être soldé grâce à une action rapide et efficace, des mesures compensatoires sont définies et mises en œuvre dans l'attente du retour de la FEA » objet du dépassement.
Demande II.5. : **Mettre en œuvre les dispositions prévues dans la procédure [2] et me rendre compte**
des dispositions prises, notamment des mesures compensatoires mises en place pour le dépassement tracé dans la fiche DCC 2021-05
## Mise À Jour De L'Outil De Gestion Des Charges Calorifiques
Le chapitre 6 de votre procédure [2] dispose que l'outil de gestion des charges calorifiques est mis à jour en version « validé » à la suite des mises à jour effectuées lors des visites terrain.
Les modifications des fiches de relevé des charges calorifiques réelles des locaux réalisées par l'ingénieur sécurité qui constituent des mises à jour ne sont pas intégrées dans l'outil de gestion des charges calorifiques de l'INB en version validée. Les mises à jour en version validée de cet outil ne sont réalisées que lors des visites triennales. Demande II.6. : **Mettre à jour l'outil de gestion des charges calorifiques conformément à votre**
procédure [2]
## Essais « Feu Réel »
L'article 1.4.1 de la décision [3] prévoit que « l'exploitant définit et *justifie les dispositions appropriées pour* assurer la maîtrise des risques incendie, ainsi que la nature et la fréquence des contrôles prévus »
Un permis feu a été ouvert le 22 mars 2022 (n°50322) pour un essai feu réel au niveau du SAS 48. Un autre essai feu réel a été réalisé le 29 mars 2021 au niveau du hall 213, alvéole 12 et du hall 313 local 4. Ces essais ne sont pas intégrés aux contrôles et essais périodiques de l'INB (Cf. règles générales d'exploitation).
L'exploitant n'a pas été en mesure de présenter la procédure relative à ces essais (définissant la nature, la fréquence des essais, les critères d'acceptation, etc.). De plus, il existe un formulaire de planification des essais qui n'est pas intégré au SGI de l'INB.
Demande II.7. : Définir et justifier la réalisation de ces essais. Se positionner **sur leur intégration**
dans votre système de gestion intégré (SGI).
Deux permis feu n° 50305 et 50306 du 03 mai 2021 ont été ouverts concernant des tests feux réels des sas 1 et sas 2. L'exploitant n'a pas été en mesure de fournir les résultats de ces tests. De plus, ces tests n'apparaissaient pas dans le tableau de planification.
Demande II.8. : **Transmettre les résultats de ces tests.**
Le tableau de planification des essais prévoit, pour l'essai feu réel du 29 mars 2021 relatif au local 12, une localisation au BT-43 (plan carroyé). Le compte rendu de cet essai montre que le DAI situé au BA-43 s'est déclenché et non pas celui au BT-43.
Demande II.9. : Transmettre les conclusions du test permettant d'expliquer la raison de non déclanchement du DAI BT-43.
## Liste Des Locaux En Dépassement De Charge Calorifique
L'exploitant ne dispose d'aucun outil de synthèse permettant de connaître la liste des locaux pour lesquels un dépassement de charges calorifiques est accepté, dans l'attente du traitement de ce dépassement. Demande II.10. : **Maîtriser la liste des locaux pour lesquels un dépassement de charges calorifiques**
est accepté, dans l'attente du traitement de ce dépassement.
Limitation des charges calorifiques L'exploitant a mis en place des visites quotidiennes de repli de chantier afin de sensibiliser les intervenants extérieurs et de s'assurer de la propreté de l'installation vis-à-vis du risque incendie dans les lieux de chantier. Demande II.11. :M'indiquer les actions préventives mises en place pour sensibiliser à la limitation des charges calorifiques dans les locaux et alvéoles hors chantier.
L'exploitant a mis en place une mesure préventive auprès des intervenants extérieurs afin de limiter la charge calorifique des locaux durant les chantiers. Cette mesure consiste à leur rappeler en réunion de co-activité de prévenir l'ingénieur sécurité en cas d'entrée de nouveau matériel dans les locaux. Or, les comptes rendus de co-activité hebdomadaires de l'année 2022 mentionnent « les bureaux sont suivis en termes de DCC, prévenir l'ISN (ingénieur sécurité nucléaire) si rajout de matériel ». Cette remarque ne concerne pas les locaux autres que les bureaux. Demande II.12. : **Compléter utilement le rappel fait aux intervenants extérieurs en ajoutant de**
prévenir l'ISN lors de l'ajout de matériel dans les locaux / alvéoles où le risque de dépassement de charge calorifique est également présent à l'instar des bureaux.
## Accès Aux Issues De Secours
La décision [3] dispose à l'article 3.3.2 « *à l'intérieur des bâtiments, les allées de circulation et les* cheminements protégés sont aménagés, balisés et maintenus constamment dégagés pour faciliter la circulation et l'intervention des équipes de secours en cas d'incendie ». Le jour de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que dans le local 1, l'accès à la sortie de secours était encombré par des fûts. Celui-ci a été dégagé le jour de l'inspection.
Demande II.13. :Vérifier que les autres sorties de secours de l'INB ne sont pas encombrées et les dégager le cas échéant.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, et selon les modalités d'envois figurant ci**-dessous**,
de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN
## Modalités D'Envoi À L'Asn
Les envois électroniques sont à privilégier. Envoi électronique d'une taille totale supérieure à 5 Mo : les documents, regroupés si possible dans une archive (zip, rar…), sont à déposer sur la plateforme de l'ASN à l'adresse https://postage.asn.fr/. Le lien de téléchargement qui en résultera, accompagné du mot de passe si vous avez choisi d'en fixer un, doit être envoyé à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier.
Envoi électronique d'une taille totale inférieure à 5 Mo : à adresser à l'adresse courriel de votre interlocuteur, qui figure en en-tête de la première page de ce courrier, ainsi qu'à la boite fonctionnelle de l'entité, qui figure au pied de la première page de ce courrier. Envoi postal : à adresser à l'adresse indiquée au pied de la première page de ce courrier, à l'attention de votre interlocuteur (figurant en en-tête de la première page). |
INSSN-OLS-2022-0644 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-022705 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de Dampierre-en-Burly BP 18 45570 OUZOUER-SUR-LOIRE
Orléans, le 6 mai 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n° 84 et 85 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0644 du 7 avril 2022 « contrôle commande - systèmes électriques »
Réf. : **[1]** Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base.
[3] Décision n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie.
[4] Note technique d'assurance qualité n° 02/1296 - référentiel de conservation des matériels et des pièces de rechange.
## 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 7 avril 2022 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « contrôle commande - systèmes électriques ». Elle a été complétée par une analyse à distance des éléments complémentaires transmis par le CNPE jusqu'au 26 avril 2022. Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection réalisée le 7 avril 2022 concernait la prise en compte par le site de Dampierre-enBurly de la thématique « contrôle commande - systèmes électriques ».
Les inspecteurs ont contrôlé la déclinaison locale par le CNPE de Dampierre-en-Burly des règles fixées par les services centraux d'EDF pour assurer le suivi des actions de fiabilisation de certains matériels via les bilans de fonctions « réactivité » et « systèmes électriques ». Les inspecteurs ont également contrôlé sur le terrain l'état de certaines installations électriques, notamment dans le bâtiment électrique et à l'arrière du panneau de la salle de commande, et le respect des conditions d'entreposage des pièces de rechange dites « sensibles ».
Au vu de ces contrôles, les inspecteurs ont relevé une organisation perfectible du CNPE pour le suivi de la fiabilité des systèmes et des points à améliorer concernant le stockage des pièces de rechange sensibles. Les inspecteurs ont par ailleurs relevé quelques anomalies sur les installations électriques contrôlées sur le terrain. Elles sont décrites dans le présent courrier.
## A. Demandes D'Actions Correctives Contrôle Des Conditions D'Entreposage Des Pièces De Rechange Dites Sensibles
Le II de l'article 2.4.1 de l'arrêté [2] dispose que : « le *système de management intégré précise les dispositions* mises en œuvre en termes d'organisation et de ressources de tout ordre pour répondre aux objectifs mentionnés au I. Il est fondé sur des documents écrits et couvre l'ensemble des activités mentionnées à l'article 1er. 1 ». Les inspecteurs ont contrôlé l'organisation mise en place par le CNPE pour l'entreposage des matériels et pièces de rechange (MPR) dits sensibles. Les référentiels utilisés par le CNPE sont la note technique nationale [4] et une note locale nommée « *référentiel de conservation des matériels et des pièces de rechange* » qui n'a pas été créée sous assurance qualité. Vos représentants ont indiqué que les pièces de rechange, notamment celles qualifiées « sensibles » sont entreposées dans magasin à atmosphère contrôlée. Des relevés de température et d'hygrométrie sont réalisés et enregistrés automatiquement toutes les 30 minutes à partir d'un réseau de quinze sondes réparties dans le magasin. Les inspecteurs ont constaté des dépassements récurrents de l'hygrométrie en 2022 dus, selon vos représentants, au dysfonctionnement de la porte automatique du sas de l'entrée principale du magasin cumulé avec des conditions météorologiques défavorables. Ils ont précisé que la réparation de cette porte suffirait à garantir les bonnes conditions d'entreposage des MPR, quelles que soient les conditions météorologiques. Au jour de l'inspection les inspecteurs ont constaté que cette porte était hors service et laissée ouverte. Les inspecteurs ont également relevé que la traçabilité des différentes étapes du suivi d'un dépassement des conditions l'entreposage prévue au chapitre 8.4 « traitement des écarts » de la note technique nationale [4] n'est pas assurée. Un étalonnage des sondes de température et d'hygrométrie est prévu annuellement dans le référentiel local. Les inspecteurs ont cependant relevé, lors du contrôle du respect de la périodicité, que l'échéance annuelle n'est pas respectée (étalonnage 2020 réalisé en septembre et en octobre, en 2021 étalonnage réalisé en novembre). Les inspecteurs ont constaté qu'un rayonnage spécifique est prévu dans le magasin pour les cartes électroniques considérées comme sensibles. Les inspecteurs ont également relevé qu'une conduite de collecte des eaux pluviales surplombe ces mêmes cartes électroniques. Les précipitations du jour de l'inspection ont mis en évidence une fuite au niveau d'un puits de lumière situé sur la toiture du magasin au niveau du chariot de réintégration. Des puits de lumière identiques, sans fuite apparente, ont été remarqués dans différents endroits du magasin dont l'inétanchéité pourrait remettre en cause les conditions de stockage des matériels.
Demande A1 : je vous demande de **prendre les mesures nécessaires permettant de pérenniser**
les bonnes conditions d'entreposage **des pièces de rechange, en réalisant l'étalonnage des** sondes de mesure de température et d'hygrométrie à la périodicité que vous avez fixée et en vous assurant que le positionnement des circuits d'eau de pluie **ainsi que l'étanchéité de la** toiture ne nuisent pas aux matériels entreposés.
Je vous demande également de faire application des prescriptions de la note technique nationale [4] en respectant entre autres la traçabilité des étapes de la gestion des non-respects des conditions d'entreposage **des pièces de rechange dites sensibles.**
Vos représentants ont précisé aux inspecteurs que lorsque les conditions d'entreposage ne sont pas respectées (température < 25 ° C et d'hygrométrie < 50 %) pendant 72 heures, les mesures suivantes sont appliquées :
- pour les polymères : réduction de l'obsolescence de 10 ans à 5 ans ; - pour les MPR électroniques, le non-respect des conditions de stockage conduit à une requalification.
Pour la requalification des cartes électroniques, une pièce témoin est envoyée chez le fabricant pour expertise. Les inspecteurs ont demandé à vos représentants quel était le « statut » des cartes électroniques d'un même type entreposées dans le magasin quand l'une d'elle fait l'objet d'un envoi en requalification à la suite d'un non-respect de leurs conditions de stockage en application du point 8.4.2.2 de la note technique nationale [4]. Ils ont indiqué que les cartes en stocks étaient considérées disponibles et pouvaient être mises à disposition des intervenants pour des opérations de maintenance ou de remplacement. Cette disposition implique qu'en cas de retour défavorable de la carte électronique envoyée en requalification, d'autres cartes électroniques déjà installées seraient à considérer non conformes.
Demande A2 : je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin de ne pas mettre en service des pièces de rechange dont la qualification est remise en cause en raison d'un nonrespect des conditions d'entreposage **avant leur requalification.**
Vous me préciserez les actions engagées en ce sens.
## Contrôle Sur Le Terrain De L'État Des Installations Électriques
L'article 2.6.1 de l'arrêté [2] dispose que : « l'exploitant prend toute disposition pour détecter les écarts relatifs à son installation ou aux opérations de transport interne associées. Il prend toute disposition pour que les intervenants extérieurs puissent détecter les écarts les concernant et les porter à sa connaissance dans les plus brefs délais ».
Lors de l'inspection sur le terrain, les inspecteurs ont contrôlé l'état de la fixation des borniers des barres d'alimentation des tableaux électriques LCA (colonnes 1 et 2) et LCB (colonne 1) du réacteur n° 1. Les inspecteurs ont constaté globalement le bon état apparent des connexions mais ont cependant relevé des caches borniers décrochés et l'absence de manchonnage sur des câbles non utilisés.
Ils ont ensuite contrôlé la face arrière des panneaux de contrôle de la salle de commande du réacteur 1. Parmi les centaines de connexions présentes, ils ont relevé les anomalies suivantes :
compartiment –T04-02 : accumulation importante de poussière sur les connexions des enregistreurs (risque de perturbation électrique) ;
compartiment –T06 : 2 câbles débranchés sans manchon ;
Compartiment –T10-2 : un cache bornier n'est pas en place ; compartiment –T12 : câbles débranchés sans manchon - tension mécanique importante pour un câble relié au commutateur RPN401CC ;
compartiment –T14 : contrainte mécanique au niveau du presse étoupe pour 2 câbles d'un appareil non explicitement identifié le jour de l'inspection et un capot de protection décroché ;
compartiment –T16 : une cosse du tableau d'alarme n'est pas correctement branchée ; au-dessus du pupitre arrière de la salle de commande, des câbles sont positionnés hors des chemins de câbles ;
Par ailleurs, lors du transit dans le local L605 du bâtiment électrique, deux chemins de câbles ont été vus en surcharge (1L6039C et 1L6034C). Enfin, les inspecteurs ont contrôlé les armoires de mesure de la puissance nucléaires (RPN) rénovées du réacteur 1 (1RPN001, 003 et 004 AR). Ils n'ont pas relevé d'anomalie sur ces armoires récemment installées excepté pour l'armoire 1RPN004AR où un contre écrou de sa fixation au sol a été constaté desserré. Demande A3 : je vous demande de remédier aux différentes anomalies relevées **lors de** l'inspection de terrain **en précisant les échéances retenues ou de justifier les raisons pour** lesquelles ces anomalies ne feraient pas l'objet d'actions correctives.
## B. Demandes De Compléments D'Information Bilans De Fonction
Le courrier D455018003820 du 24 mai 2018 de vos services centraux décrit la mise en œuvre des bilans de fonction. Ce courrier rappelle que la démarche des bilans de fonctions est d'identifier et traiter les problématiques techniques pouvant affecter les matériels et systèmes avec une vision intégrée par fonction sur le court, le moyen et le long terme.
Dans le cadre de la présente inspection, les inspecteurs ont demandé les bilans de fonctions
« réactivité » et « systèmes électriques » pour les années 2019 et 2020.
Pour le bilan de fonction « réactivité » seule l'année 2019 a été transmise, le bilan 2020 n'ayant pas été réalisé. Vos représentants ont indiqué que la réalisation des bilans de fonction n'était pas une obligation réglementaire et que le suivi des fonctions était réalisé par ailleurs par un tableau informatique. Les inspecteurs ont pris acte de cette information mais rappelle que le courrier du 24 mai 2018 précise que les bilans de fonctions sont requis pour l'ensemble des quinze fonctions depuis 2019. Le contrôle par sondage des actions portées dans ce tableau a néanmoins montré que leur suivi est perfectible dans la mesure où des actions non soldées ne sont pas systématiquement reportées d'une année sur l'autre, d'autres ont des échéances dépassées, les modes de preuve de la réalisation des actions ne sont pas toujours disponibles. Pour les systèmes électriques, les bilans 2019 et 2020 « systèmes électriques internes » et « systèmes électriques externes » ont été transmis aux inspecteurs. Pour ce dernier, le suivi des actions d'une année sur l'autre s'est également montré perfectible. Les bilans dans une version mise à jour ont été transmis par courriel aux inspecteurs après l'inspection. Ces bilans montrent deux actions non soldées et non reportées :
- l'action PB219 et PB 300 du plan d'action actualisé 2019 vers le bilan du plan d'action précédent 2020 ;
- l'action détrompeur clé GSY du plan d'action 2019 vers le bilan du plan d'action actualisé 2020.
Globalement, le contrôle par sondage des bilans de fonction par les inspecteurs a révélé un suivi peu robuste des plans d'actions. Il convient par conséquent de mettre en œuvre les mesures nécessaires pour la tenue à jour des différents documents de suivi afin de pouvoir s'assurer que les actions retenues sont effectivement réalisées. Demande B1 : je vous demande de me préciser les mesures prises **ou envisagées pour assurer** un suivi robuste du traitement des problématiques techniques identifiées dans les bilans de fonction et pouvant affecter les matériels et systèmes.
## Charge Calorifique Dans Le Magasin De Stockage Des Pièces De Rechange Dites Sensibles
Les inspecteurs ont relevé que la charge calorifique du magasin était importante en raison notamment de la présence de nombreux emballages combustibles. Ils ont demandé à vos représentants si les moyens mis en place pour lutter contre un incendie étaient en adéquation avec la charge calorifique présente. Ces derniers ont indiqué qu'ils n'avaient pas les éléments de réponse le jour de l'inspection.
Demande B2 : je vous demande **de me transmettre le mode de preuve de l'adéquation entre la** charge calorifique maximale présente dans le magasin de stockage des pièces de rechange et les moyens de détection et de lutte contre un incendie.
## Essai Périodique Epa Rpn 411 Réglage Flux Neutronique
Les inspecteurs ont consulté la gamme de l'essai périodique EPA RPN 411 relative au « contrôle ou réglage des seuils flux élevés *à l'arrêt CNS1 en arrêt* ». Ils ont relevé que la formule de calcul pour régler les seuils (page 12 du document) est adossée à un nota dans lequel figurent des valeurs de tension positives alors que le tableau de conversion affiché plus loin dans la gamme (page 38) n'affiche que des valeurs de tension négatives. Les inspecteurs s'interrogent sur cette différence.
Demande B3 : je vous demande de me préciser la raison pour laquelle les tensions figurant dans le nota de la page dédiée au calcul du seuil des flux mentionnent des valeurs de tension positive alors que le tableau de conversion figurant dans le même document ne comprend que des valeurs de tension négative.
Action du bilan de fonction « réactivité *» de 2019* Dans le bilan de fonction « réactivité » de 2019, les inspecteurs ont relevé que deux demandes de travail (DT) visaient une intervention sur les robinets 3REN511 et 514VP prévue lors de la visite partielle de 2021 (3P3821). La consultation du dossier final de l'arrêt 3P3821 montre que le remplacement de ces robinets, identifié dans l'ordre de travail OT 03792724, allait être réalisé lors de la visite décennale prévue en 2023 (3D4023). Les inspecteurs ont souhaité connaître les raisons de ce report et la justification de la tenue de ces robinets pour deux années supplémentaires. Vos représentants n'ont pas apporté de réponse le jour de l'inspection. Demande B4 : je vous demande **de me transmettre les éléments justifiant le report du** remplacement des robinets 3REN511 et 514VP et la tenue de ces robinets jusqu'à **la nouvelle** échéance de leur remplacement. Par ailleurs, dans le même bilan de fonction, les inspecteurs ont relevé que des actions étaient en suspens dans l'attente ou non d'une étude. Elles sont nommées « *tester sur banc test le détendeur* avant remontage sur la ligne d'échantillonnage - à l'étude O/N » et « *Prendre en compte dans le DSI les* propositions faites en annexe n°2 - *à l'étude O/N* ». Les inspecteurs ont demandé quelles étaient les suites données à ces deux actions. Vos représentants n'ont pas apporté de réponse sur le sujet le jour de l'inspection. Demande B5 : je vous demande de me transmettre les suites données à ces actions avec leur échéance de **réalisation le cas échéant.**
## C. Observation Gestion Des Groupes « Froid » Du Magasin D'Entreposage Des Pièces De Rechange Dites « Sensibles »
C1. Les inspecteurs ont contrôlé deux des quatre groupes de climatisation du magasin d'entreposage des pièces de rechange dites « sensibles » ; ils ont fait l'objet de la vérification périodique réglementaire (macaron en place indiquant une validité jusqu'en octobre 2022). L'identification de la nature du fluide et la quantité présente dans les équipements sont portées sur une étiquette comme le demande la réglementation.
## Contrôle Des Éléments De Visibilité
C2. Les inspecteurs ont également réalisé des contrôles documentaires concernant les éléments de visibilité faisant suite à l'inspection INSSN-OLS-2020-0749 du 22 mai 2020 relative à la thématique « système de sauvegarde » et aux évènements significatifs suivants :
ESS n° 2.12.18 relatif à l'amorce du repli en AN/GV de la tranche 2 en application de la conduite à tenir de l'évènement STE de groupe 1 RGL1Ter suite au blocage du groupe SB lors de la recherche de criticité ;
ESS n° 4.03.20 relatif à l'indisponibilité du TAS LLS suite à une pression d'air trop élevée sur le 4LLS999VM ;
ESS n° 2.07.20 relatif au repli des tranches 1 et 2 en AN/GV sous 190°C et 45 bar suite à l'application de la conduite à tenir de l'évènement STE de groupe 1 RIS 5 ;
ESS n° 3.07.21 relatif au Déréglage des chaines de débit vapeur GV3 SIP IV de la tranche 3 et SIP III et IV de la tranche 4 suite à l'utilisation d'un testeur défaillant.
Les inspecteurs ont relevé que les actions correctives prévues par l'exploitant ont toutes été réalisées.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signée par : Christian RON |
INSSN-LYO-2022-0490 | Référence courrier : CODEP-LYO-2022-019372 Lyon, le 14 avril 2022 Centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin Electricité de France CS 40009 26131 Saint Paul Trois Châteaux CEDEX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base (INB)**
Centrale nucléaire du Tricastin (INB n os 87 et 88)
Inspection n° INSSN-LYO-2022-0490 du 31 mars 2022 Thèmes : « R.1.2 Système de management intégré et organisation » et « R.6.3 Agressions climatiques (inondations, conditions météorologiques extrêmes, etc.) - REX Fukushima »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB
[3] Décision ASN-2012-0292 du 26 juin 2012, fixant à EDF-SA des prescriptions complémentaires applicables au site électronucléaire du Tricastin, au vu des conclusions des évaluations complémentaires de sûreté des INB n°87 et 88
[4] Note locale de gestion des matériels locaux de crise (MLC) D453414005902 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, précisées en références [1] et [2], une inspection a été menée le 31 mars 2022 sur la centrale nucléaire du Tricastin, sur les thèmes en objet. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 31 mars 2022 avait pour objectif de contrôler sur site la bonne intégration des modifications organisationnelles et matérielles de la phase 2 du programme de modifications post-Fukushima, ainsi que l'application des suites de certaines prescriptions techniques issues des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) prescrites par l'ASN et remises en 2012, figurant dans la décision en référence [3]. Les inspecteurs ont contrôlé, par sondage, les différentes modifications effectuées sur le site dans le cadre de ces prescriptions techniques, ainsi que certains essais afférents à ces modifications. Les thèmes de la tenue au séisme, de l'appoint en eau, des matériels locaux de crise, des sources électriques de secours, de la protection contre l'inondation, de l'entreposage des combustibles et de la surveillance de l'environnement ont en particulier été examinés. Les inspecteurs ont également vérifié le traitement des différentes difficultés qui avaient été rencontrées par le site dans la mise en place de ces modifications, ainsi que les solutions retenues.
Cette inspection a mis en évidence que l'avancement du programme de modifications post-Fukushima est conforme à l'attendu sur le site du Tricastin, et que les dispositions fixées par les prescriptions techniques (PTECS) de la décision ASN du 26 juin 2012 en référence [3] sont correctement appliquées. Par ailleurs, le contrôle par sondage de l'intégration de quelques modifications matérielles visant à renforcer la prévention de divers risques et améliorer la robustesse de certains systèmes techniques n'a pas mis en exergue d'écart majeur.
Néanmoins, quelques constats ponctuels des inspecteurs que vous trouverez ci-après appellent une action ou une information complémentaire de votre part.
## A. Demandes D'Actions Correctives 2 Moyens Locaux De Crise
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont voulu vérifier l'inventaire des Moyens Locaux de Crise (MLC) n°19, moyens permettant de réalimenter en eau les systèmes de refroidissement de secours (ASG) et/ou les piscines du bâtiment combustible (BK) au travers via les réseaux d'eau déminéralisée SER ou SED. Si les conditions de stockage de ces moyens étaient satisfaisantes, l'inventaire n'a pas pu être réalisé en totalité, car certaines parties n'étaient pas vérifiables. Demande A1 : Je vous demande de réaliser un inventaire des MLC **et de me démontrer que tous les matériels** nécessaires à la mise en place des MLC n°19 sont disponibles sur le site. Vous me ferez part des conclusions de cet inventaire et des actions correctives engagées, le cas échéant.
A la suite des difficultés rencontrées sur le terrain pour réaliser l'inventaire des MLC n°19, les inspecteurs ont voulu vérifier en salle le dernier essai de contrôle de présence réalisé sur ces éléments par l'exploitant, de fréquence annuelle. Cet essai de contrôle figure dans le document local de gestion des MLC en référence [4]
comme étant couvert par l'essai de mise en service de ces MLC. Cependant, après vérification pendant et après inspection, il s'est avéré que cet essai de mise en service ne recouvre que partiellement le contrôle de présence demandé, puisqu'aucun point dans cet essai ne demande d'inventaire et que les essais de mise en service ne sont effectués que sur un réacteur, alors que les moyens demandés doivent permettre la mise en place sur les 4 réacteurs simultanément.
Demande A2 : Je vous demande de modifier votre gamme d'essai de mise en service **des MLC (gamme** référencée D090020000898) afin d'y inclure l'inventaire et l'essai des matériels nécessaires **à la**
réalimentation des quatre réacteurs de la centrale du Tricastin, ou de créer une **gamme de contrôle de**
présence spécifique. Le cas échéant, vous veillerez à **modifier l'annexe correspondante de la note de gestion** pour y indiquer la gamme d'essai à utiliser au lieu du renvoi à la gamme d'essai de mise en service. **Vous me**
ferez part de la décision retenue et me transmettrez les documents d'application modifiés.
Demande A3 : Je vous demande de vérifier, dans le cas des autres MLC pour lesquels le contrôle de présence des matériels est indiqué comme étant porté par l'essai de mise en place, que cet essai assure effectivement un inventaire complet des matériels **prévus pour le secours des quatre réacteurs.**
## Etiquette Des Armoires Mlc En Face De La Salle De Commande.
Les inspecteurs ont vérifié lors de leur visite de terrain la présence de l'exhaustivité des petits matériels requis pour les personnels de conduite en cas de situation accidentelle de type Fukushima (lampes frontales, dosimètres, divers équipements de protection individuelle, …). Ils ont constaté, lors de cet inventaire, que certains éléments avaient été changés de place, mais que les affiches sur les armoires devant les contenir n'avaient pas été mises à jour (bien que le nouvel emplacement ait été indiqué de manière satisfaisante à l'intérieur de l'armoire).
Demande A4 : Je vous demande de mettre à jour les affiches sur les armoires contenants les MLC du personnel de conduite situées en **face de la salle de commande.**
## B. Demandes D'Informations Complementaires Marquage Du Piquage De 1 Easu
Lors de leur visite sur le terrain, les inspecteurs ont noté que les marquages au niveau des piquages EASu du réacteur 1 étaient manquants. Lors du retour en salle, vos intervenants ont indiqué que le constat avait déjà été fait par le site, et que les étiquettes de marquage avaient été commandées. Demande B1 : Je vous demande de me confirmer, par exemple par l'envoi de photos, **la mise en place du**
## Marquage Susmentionné. 3 Convention Avec Un Centre Hospitalier
La décision référencée en [3] prescrit qu'une convention soit conclue entre le CNPE et un centre hospitalier proche, et que cette convention soit renouvelée au minima tous les 5 ans. Les inspecteurs ont vérifié en amont de l'inspection celle conclue entre le CNPE du Tricastin et le Groupement Hospitalier Portes de Provence (GHPP)
de Montélimar. Il est apparu que cette convention devait être renouvelée car elle a été signée le 16 mars 2017. Pendant l'inspection, vos intervenants ont indiqué que la nouvelle convention était en cours de signature et serait très prochainement disponible Demande B2 : Je vous demande de m'informer de la date de signature de **la convention mise à jour entre le**
CNPE du Tricastin et le GHPP de Montélimar.
## Moyens Mobiles De Mesures Météorologiques Et Environnementales
Les sondes radiamétriques satellites « gamma tracer spider » sont des équipements mobiles qui seraient déployés pour mesurer les débits de dose consécutifs à des rejets radiologiques, en cas de situation accidentelle et si les balises de mesure du système KRS déjà présentes sur le site n'étaient plus disponibles.
Lors de l'inspection, vos intervenants ont indiqué que toutes les sondes étaient en maintenance chez le prestataire depuis plusieurs mois.
Demande B3 : Je vous demande de m'informer **de la situation technique de ces sondes et des échéances**
prévues pour leur mise à disposition du site.
Votre note locale de gestion des MLC référencée en [4] indique « SO (sans objet) » dans la colonne de référencement des gammes de contrôle, de maintenance et de mise en place des sondes radiamétriques. Vos intervenants ont indiqué que ces gammes étaient encore en cours de rédaction, avec une échéance au 30 juin 2022.
Demande B4 **: Je vous demande de me transmettre l'annexe 29 de votre note locale de gestion des MLC une** fois complétée, indiquant notamment les références des gammes de contrôle, de maintenance et de mise en place. Un contrôle par sondage pourra par la suite être effectué par nos services.
## C. Observations
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L**'adjoint au chef de division**
Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-MRS-2022-0560 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-016883 **Monsieur le directeur du CEA MARCOULE**
BP 17171 30207 BAGNOLS SUR CÈZE
Marseille, le 1er avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Conception - construction N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection noINSSN-MRS-2022-0560 du 31/03/2022 à DIADEM (INB 177)
Références : [1] lettre de suite CODEP-MRS-2021-056916 du 9 décembre 2021 de l'inspection INSSN-MRS2021-0651 du 1er décembre 2021
[2] courrier CEA/DG/CEAMAR/DIR/CSNSQ DO 108 du 09 février 2022
[3] 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.
596-13 du code de l'environnement, une inspection de l'INB 177 a eu lieu le 31 mars 2022 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 177 du 31/03/2022 portait sur le thème « conception-construction ». Les inspecteurs ont examiné par sondage les dispositions mises en place pour réaliser les essais importants pour la sûreté et plus particulièrement les essais d'étanchéité du réseau de ventilation nucléaire et de l'alvéole d'entreposage et celui concernant la manœuvrabilité des clapets coupe-feu après séisme.
Ils sont également revenus sur la réponse [2] à la demande A1 de la lettre de suite [1] concernant la tenue au vent des portes du « SAS camion ».
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que malgré les progrès de l'organisation de l'installation, constatés en inspection, un travail conséquent doit encore être mené pour améliorer l'efficacité de l'organisation, notamment sur la traçabilité des essais. Des compléments d'informations sont attendus concernant les dispositions que l'exploitant va mettre en œuvre pour :
- s'assurer de l'ouverture et du traitement des écarts dans des délais adaptés,
- compléter une réponse incomplète à une demande de l'ASN suite à l'inspection du 1er décembre 2021,
- respecter les exigences définies du plan général des essais concernant le suivi des réserves et vérifier le respect des conditions d'essais.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Cette inspection n'a pas donné lieu à demande d'actions correctives.
## B. Compléments D'Information Délai D'Ouverture Des Fiches D'Écart
A la suite de la demande A1 de la lettre de suite de l'inspection du 1er décembre 2021 [1], l'ouverture de la FNC correspondante a attendu le 25 janvier 2022, délai qui serait relatif à des problématiques de responsabilités contractuelles. Ce délai n'est pas compatible avec les exigences du référentiel de l'exploitant sur la formalisation des fiches d'écart ou avec l'article 2.6.2 de l'arrêté [3] qui dispose « *l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart* ».
B1. Je vous demande de préciser les dispositions que vous allez mettre en œuvre **pour garantir les**
exigences sur l'ouverture et le traitement des écarts dans les **plus brefs délais.**
## Réponse Partielle À Une Demande De L'Asn
La demande A1 de la lettre de suite [1] concernant la tenue au vent de la porte du « SAS camion » indiquait : « de traiter l'écart selon votre système de gestion intégré et d'assurer son analys*e, conformément aux* articles 2.6.2 et 2.6.3 de l'arrêté [1]. Vous me transmettrez la fiche de non*-conformité correspondante, incluant* une vérification de l'impact de cet écart et du caractère potentiellement générique sur d'autres équipements ou pour d'autres types d'agressions, lorsqu'elle sera clôturée. »
Dans la réponse [2], vous avez précisé qu' « une FNC référencée « FICHE ACE - DEX - 22 - *001 (028) -*
REV A » a été ouverte le 25 janvier 2022, afin de tracer et d'analyser l'écart de dimensionnement au vent de la porte. Cette FNC vous sera transmise dès sa clôture. Le plan d'actions intègre, notamment*, la vérification du* dimensionnement au vent des portes du sas camion et l'analyse du caractère générique de cet écart. Cette vérification pourrait conduire, le cas échéant, à des modifications matérielles ne permettant pas, à ce jour, de s'engager sur un délai de transmission. »
Cette réponse ne précise pas si une action est prévue pour vérifier la prise en compte des exigences de tenue à l'ensemble des agressions. Les inspecteurs ont consulté la FNC référencée « FICHE ACE - DEX - 22 - 001 (028) - REV A », les actions de vérifications qui y sont inscrites ne portent que sur le vent majoré et la tornade. Une fiche d'action de surveillance a été ouverte par l'exploitant concernant les portes du « SAS Camion », celle-ci inclut la vérification d'un panel d'agression plus large sans toutefois être exhaustive des agressions dimensionnantes.
B2. Je vous demande **de prendre en compte l'ensemble des demandes formulées dans la lettre de**
suite [1] **et de compléter vos éléments de réponse.**
## Gestion Des Réserves Issues Des Essais
Le paragraphe 7.10 du programme général des essais (PGE) concernant la gestion des réserves issues des essais précise :
« *Le MOE consolide et tient à jour une liste des réserves et des actions associées.*
Cette liste des réserves comprend a *minima :*
*L'intitulé de la réserve,* *La référence du document ayant permis de détecter la réserve,*
*La date ou le jalon avant lequel l'action corrective et la réserve doivent avoir été traitées,* L'entité (TM, MOE, …) en charge de traiter l'(ou les) action(s) *associée(s),* *L'entité (TM, MOE, …) en charge de lever la réserve,* *La référence du document (rapport d'inspection, compte rendu d'essai de requalification, …)*
permettant de solder la réserve, La date de clôture de la réserve.
Les réserves pourront être classées par niveau d'importance, notamment vis-à-vis de leur *conséquence* sur la poursuite des essais. »
Un tableau de suivi a été présenté lors de l'inspection sans que celui-ci ne comprenne l'ensemble des éléments demandés par le PGE. B3. Je vous demande de préciser les dispositions retenues pour respecter les exigences définies
## Au Paragraphe 7.10 De Votre Pge Respect Des Conditions D'Essais
Le mode opératoire d'essais d'étanchéité des réseaux aérauliques impose des caractéristiques à respecter pour le matériel nécessaire à la réalisation des essais d'étanchéité, notamment concernant la précision des dispositifs de mesures. Les inspecteurs n'ont pas trouvé dans les procès-verbaux des essais d'éléments de traçabilité exhaustifs de la vérification des caractéristiques des appareils de mesures.
B4. Je vous demande de préciser votre organisation pour vérifier et tracer que **les essais sont**
réalisés conformément aux exigences définies **par les modes opératoires, notamment** concernant les caractéristiques attendues **du matériel nécessaire aux essais.**
## 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-2022-0552 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-016437 **Monsieur le directeur du CEA MARCOULE**
BP 17171 30207 BAGNOLS SUR CÈZE
Marseille, le 4 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Management de la sûreté N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection noINSSN-MRS-2022-0552 du 30 mars 2022 à ATALANTE (INB 148)
Références : [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. 596-13 du code de l'environnement, une inspection inopinée de l'INB 148 a eu lieu le 30 mars 2022 sur le thème « 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 de l'INB 148 - ATALANTE du 30 mars 2022 portait sur le thème « Management de la sûreté nucléaire » et a été réalisée de manière inopinée. Les inspecteurs ont examiné par sondage les dispositions concernant la mise en œuvre de la politique en matière de protection des intérêts telles que définies par l'arrêté INB [1] et les démarches d'analyse pour le traitement d'écarts ou de modifications. Ils ont effectué une visite des locaux des chaines blindées C9/C10. Cette visite a permis de vérifier des informations présentées par des représentants du personnel au comité social et économique, fournies aux inspecteurs lors de l'inspection et conformément aux dispositions de l'article L. 4523-8 du code du travail. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que le management de la sûreté peut être amélioré et attend des compléments d'information concernant les conditions de sortie d'un matériel des chaines C9/C10 le 17 mars 2022. Des compléments sont également attendus concernant la politique en matière de protection des intérêts, sa déclinaison et son évaluation ainsi que sur les dispositions pour garantir la conformité du référentiel de l'installation à la suite de la mise en place d'actions correctives.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Cette inspection n'a pas donné lieu à demande d'actions correctives.
## B. Compléments D'Information Disposition De Sortie De Chaine C9/C10
Lors de la visite des locaux de la chaine C9/C10 de l'installation et sur la base d'informations fournies par des représentants du personnel au comité social et économique, les inspecteurs se sont intéressés aux activités réalisées dans cette chaine durant le mois de mars 2022. Ils ont demandé des éléments complémentaires concernant les conditions de sortie d'un élément par la zone arrière de la chaine le 17 mars dernier, notamment concernant la reconstitution du confinement des matières par sache vinyle, pour être ensuite vérifié en sorbonne. Le SPR n'était a priori pas présent lors de cette opération.
Des entretiens ont été réalisés avec plusieurs intervenants de ce local et notamment ceux présents le 17 mars.
B1. Je vous demande de me transmettre l**'analyse détaillée de la situation rapportée lors de**
l'inspection et de tous les documents concernés (mode opératoires, consignes…) pouvant justifier des gestes à réaliser pour ce type d'activités.
## Politique En Matière De Protection Des Intérêts
L'article 2.3.1. de l'arrêté [1] dispose que l'exploitant établit et s'engage à mettre en œuvre une politique en matière de protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement. La politique actuelle couvre la période 2018-2021 et la nouvelle politique n'est pas encore validée.
De plus, l'article 2.3.2. du même arrêté dispose que l'exploitant s'assure que cette politique est diffusée, connue, comprise et appliquée par l'ensemble des personnels amenés à la mettre en œuvre, y compris ceux des intervenants extérieurs.
B2. Je vous demande de **me transmettre la politique mentionnée à l'article 2.3.1 de l'arrêté INB,**
couvrant l'année 2022. Vous préciserez les dispositions retenues sur l'INB pour vous assurer de la diffusion, de la connaissan**ce, de la compréhension et de l'application par l'ensemble des**
intervenants sur l'installation.
Une évaluation de cette politique et de son efficacité doit être réalisée lors de tout changement significatif de l'organisation et, en tout état de cause, au moins tous les cinq ans, conformément à l'article 2.3.3. de l'arrêté [1].
Il n'a pu être présenté une évaluation de moins de cinq ans de cette politique lors de l'inspection. Cette évaluation ne peut être portée uniquement par les services centraux du CEA et doit inclure les spécificités du centre CEA de Marcoule comme de l'installation. B3. Je vous demande de me transmettre l'évaluation de la politique mentionnée à l'article 2.3.1 de l'arrêté INB, conformément à l'article 2.3.3 du même arrêté.
## Suite Évènement Significatif
Le 2 novembre 2021, l'exploitant a déclaré un évènement significatif concernant la chute d'un conteneur de transfert de déchets lors d'une opération de caractérisation dans la chaîne blindée C7.
Cet évènement a été analysé et des dispositions correctives ont été mises en place, notamment par le blocage de la broche et des 3 doigts de maintien escamotables sur la position spécifique utilisée pour maintenir le conteneur de transfert. L'article L. 593-6 du code de l'environnement dispose que le référentiel de l'installation, notamment le rapport de sûreté ou les règles générale d'exploitation, doit être tenu à jour.
B4. Je vous demande de m'informer des dispositions retenues pour **mettre à jour votre** référentiel afin de décrire les évolutions mises en place à la suite de **l'évènement déclaré le 2**
novembre 2021.
## 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. 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-2022-0720 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-019580 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Chinon BP 80 37420 AVOINE Orléans, le 15 Avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n° 107 et 132 Lettre de suite de l'inspection du 5 avril 2022 sur le thème de« systèmes auxiliaires »
N° dossier : Inspection n° INSSN-OLS-2022-0720 du 5 avril 2022 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 5 avril 2022 dans le CNPE de Chinon sur le thème « systèmes auxiliaires ».
Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « systèmes auxiliaires », en particulier les systèmes PTR (traitement et refroidissement d'eau des piscines), RCV (contrôle chimique et volumétrique), REA (appoint en eau et en bore) et RRA (refroidissement du réacteur à l'arrêt). Les inspecteurs ont effectué un examen par sondage de dérogations aux programmes de base de maintenance préventive (PBMP), de gammes de maintenance, de demandes de travaux (DT), de plans d'actions (PA), d'essais périodiques (EP), de déclenchement d'alarmes et d'événements intéressants pour la sûreté (EIS) sur ces systèmes. Ils ont également vérifié, lors d'une visite des installations, l'état de divers équipements tels que des pompes, des robinets ou des tuyauteries de ces systèmes des réacteurs n° 3 et n° 4. L'ensemble des contrôles réalisés sur les dérogations aux PBMP, les gammes de maintenance, les DT, les PA, les EP, les déclenchements d'alarmes et les EIS s'est révélé conforme. La vérification de l'état des équipements a, en revanche, montré la présence de nombreuses traces de fuite ou de fuites actives, dont certaines n'étaient pas connues du CNPE. Même si ces fuites ne remettent pas explicitement en cause la disponibilité des matériels, elles interrogent sur la rigueur et l'attention portées par les intervenants lors des différents contrôles ou rondes réalisés par le CNPE.
# I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet
## Ii. Autres Demandes Vérification De L'État Des Équipements
Après l'analyse en salle de différents éléments en lien avec les systèmes auxiliaires, les inspecteurs ont contrôlé l'état de divers équipements des systèmes auxiliaires des réacteurs n° 3 et n° 4. Ce contrôle a amené différents constats. Il s'agit notamment de traces de fuite d'eau borée ou de fuites actives sur les équipements suivants :
- 3REA003PO : présence de bore dans la chapelle ;
- 3REA241VB : fuite d'eau ;
- 3REA017VD : fuite au niveau du presse étoupe ; - 3REA060MD : présence de bore sec sur les raccords ;
- 3REA004PO : présence de bore dans la chapelle ;
- 4REA003PO : légère présence de bore dans la chapelle ;
- 4REA004PO : légère présence de bore dans la chapelle ;
- 3RCV003PO : légère présence de bore sur les garnitures mécaniques ;
- 3REA001PO : fuite d'eau active au niveau des garnitures mécaniques ;
- 3PTR001PO : présence d'une stalactite de bore sur la garniture mécanique de la pompe et de traces de bore sur la bride à l'aspiration de la pompe avant le convergent ;
- 3PTR002PO : traces de bore sur la bride à l'aspiration de la pompe avant le convergent ;
- 3PTR003PO : prise en bore de la garniture mécanique.
Les inspecteurs ont également fait les constats suivants :
- 3REA002PO : présence d'une étiquette indiquant une fuite sur la pompe avec une demande d'intervention n° 490832 datant de 2018 ;
- 3REA831/833/835VD : présence de rondelles s'apparentant à des rondelles frein, dont les bords n'étaient pas rabattus ;
- 3PTR001VB : présence d'une protection incendie dégradée au pied de la vanne.
Parmi les différents constats réalisés par les inspecteurs, certains étaient déjà connus du CNPE, mais d'autres ont été découverts lors de l'inspection. Si ces constats ne remettent pas forcément en cause la disponibilité des équipements, ils révèlent tout de même un certain manque de rigueur ou d'attention lors des différents contrôles ou rondes réalisés par le CNPE.
Les inspecteurs ont aussi vérifié les éléments suivants :
- 4REA001PO : absence de fuite en fonctionnement ;
- 8REA001BA : présence d'eau sur le joint du toit de la bâche ;
- 8REA002BA : présence d'eau sur le joint du toit de la bâche ;
- 3RCV002PO : niveau d'huile conforme et présence du type de collier attendu sur le circuit d'huile ;
- 3RCV003PO : niveau d'huile conforme et présence du type de collier attendu sur le circuit d'huile.
Demande II.1 .
- Indiquer l'impact éventuel des différents constats faits par les inspecteurs sur la disponibilité des équipements ;
- **Préciser le traitement qui sera réalisé de chacun des constats, ainsi que l'échéance associée.**
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Dérogations Aux Pbmp
Observation III.1 : Les inspecteurs ont examiné par sondage deux dérogations aux PBMP en lien avec les systèmes auxiliaires. Ces dérogations concernaient la modification d'un critère d'étalonnage des capteurs PTR 033 et 034 SN ainsi que la suppression des activités de maintenance sur les soupapes REA 070/071/174/175 VZ. Le CNPE a apporté différents éléments de justification qui n'ont pas fait l'objet de remarque de la part des inspecteurs.
## Gammes De Maintenance
Observation III.2 : Les inspecteurs ont examiné par sondage quatre gammes de maintenance d'équipements des systèmes auxiliaires. Il s'agissait de robinets REA (REA050VB) et RRA (RRA015VP) et de pompes RCV (RCV003PO) et PTR (PTR001PO). Cet examen a donné lieu à des échanges avec vos représentants mais n'a pas révélé d'écart.
## Demandes De Travaux
Observation III.3 : Les inspecteurs ont examiné par sondage des demandes de travaux sur des équipements des systèmes auxiliaires, notamment une armoire électrique PTR (3PTR101AR) et une pompe PTR (4PTR002PO). Cet examen n'a pas révélé d'écart, mais les inspecteurs notent que les actions à mener pour le traitement des anomalies de l'armoire 3PTR101AR restent à définir.
## Analyse De Plans D'Actions
Observation III.4 : Les inspecteurs ont examiné par sondage des plans d'actions en lien avec les systèmes auxiliaires, notamment sur des pompes, moteurs et robinets RCV et un capteur RRA. Cet examen n'a pas révélé d'écart.
## Essais Périodiques
Observation III.5 : Les inspecteurs ont examiné par sondage des gammes d'essais périodiques sur les systèmes RCV, REA et RRA (RCV140, REA070 et RRA030). Les essais contrôlés avaient présenté des difficultés lors de leur réalisation et les inspecteurs se sont assurés du bon traitement de ces dernières. Ce contrôle n'a pas révélé d'écart, mais les inspecteurs ont noté que l'EPC RCV140 du 7 mars 2020 reste perfectible en termes de traçabilité d'exécution, du fait notamment de sa réalisation en plusieurs fois. Ils retiennent également que la règle d'essai sera amenée à évoluer en ce qui concerne le temps minimal de manœuvre de la vanne RCV003PO afin d'assurer le séquencement d'ouverture de différentes vannes du système RCV.
## Traitement Des Alarmes En Salle De Commande
Observation III.6 : Les inspecteurs ont examiné par sondage des alarmes apparues en salle de commande en lien avec les systèmes auxiliaires, principalement sur des niveaux de bâches REA. Ils ont analysé leur origine, leur traitement et leur éventuel impact sur les spécifications techniques d'exploitation (STE), afin de s'assurer notamment que ces alarmes ne constituaient pas des événements STE. Le CNPE a pu apporter des éléments de réponses aux interrogations des inspecteurs, notamment sur les niveaux réels des bâches et les niveaux requis en fonction des états des réacteurs. Au final, cet examen n'a pas révélé d'écart, notamment vis-à-vis des STE.
## Evénements Intéressants Pour La Sûreté
Observation III.7 : Les inspecteurs ont examiné par sondage des événements intéressants pour la sûreté en lien avec les systèmes auxiliaires PTR, RCV et REA. Parmi les trois événements sélectionnés, deux avaient déjà fait l'objet d'une déclaration d'événement significatif. L'examen du troisième événement n'a pas révélé d'écart.
## Iv. Observations A L'Attention Des Autres Services De L'Etat
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Signé par : Christian RON |
INSSN-OLS-2022-0730 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-019928 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de CHINON BP 80 37420 AVOINE
Orléans, le 19 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n°132 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0730 du 31 mars 2022 « Arrêt de réacteur 4P3222 - Bilan des travaux CPP/CSP»
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] Arrêté du 10 novembre 1999 modifié relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression
## 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 31 mars 2022 au CNPE de Chinon sur le thème « Arrêt de réacteur 4P3222 - Bilan des travaux CPP/CSP». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
Dans le cadre de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n° 4 du site de Chinon les inspecteurs ont effectué un contrôle par sondage des activités identifiées dans le bilan des travaux effectués sur les équipements du circuit primaire principal (CPP) et les circuits secondaires principaux (CSP).
Ce bilan est transmis à l'autorité de sûreté nucléaire (ASN), conformément à l'article 16 de l'arrêté du 10 novembre 1999 [3], qui dispose après réception de 3 jours pour formuler ses observations. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage des activités annoncées comme réalisées conformes dans le bilan des travaux :
- contrôle des lignes d'échappement des tuyauteries du système des vannes d'isolement vapeur (VVP - programme de base de maintenance préventive (PBMP) 900 AM 050-05),
- dépose et repose du tandem de soupapes SEBIM du circuit primaire (RCP) dans le cadre de l'application du PBMP-900-AM-057-01,
- contrôle visuel et dimensionnel des dispositifs autobloquants (DAB) de différents circuits, - remplacement du Té du circuit de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA), - contrôle des tirants antisismiques du couvercle de la cuve, - visite partielle règlementaire des cyclones des générateurs de vapeur (GV).
Les inspecteurs ont effectué un contrôle sur pièce des documents liés à ces activités. Le constat principal porte sur le contrôle dit de « premier niveau » du CNPE sur la documentation d'intervention qui n'a pas permis de détecter un certain nombre d'erreurs de saisies ou d'incohérences qui pouvaient remettre en cause la conformité des installations. Par ailleurs deux activités ont mis en avant une préparation défaillante (utilisation d'une documentation non à jour) et une documentation d'intervention qui n'était pas cohérente.
En conclusion, bien qu'aucun constat d'écart majeur n'ait été établi suite à l'inspection, la gestion des activités (préparation, réalisation, contrôle) en lien avec les activités portant sur le CPP/CSP est perfectible dans son ensemble.
## A. Demandes D'Actions Correctives Contrôle Des Dispositifs Autobloquants
L'article 2.5.1 du chapitre V de l'arrêté [2] dispose que « *Les éléments importants pour la protection* font l'objet d'une qualification […]. 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 ce qui concerne certains équipements du circuit primaire principal (CPP) ou des circuits secondaires principaux (CSP), vous avez transcrit ces exigences au sein de votre système de management intégré, via la déclinaison de programmes de base de maintenance préventive
(PBMP). Ces PBMP déterminent des actions de maintenance préventive et leurs périodicités associées afin de garantir que les exigences définies des équipements vis-à-vis de la protection des intérêts (et notamment leur disponibilité) sont bien respectées.
Le PBMP-900-AM-400-03 ind 2 précise les contrôles à réaliser sur les DAB des systèmes de vannes d'isolement vapeur (VVP) et d'alimentation normale des générateurs de vapeur (ARE). Ce PBMP est décliné via une procédure nationale de maintenance (PNM) qui précise le détail des contrôles à réaliser durant l'intervention et constitue l'élément d'enregistrement principal des activités. Les inspecteurs ont constaté dans la PNM de contrôle à froid des tuyauteries 4ARE001 et 002TY que les côtes indiquées pour deux DAB (R570/8 et R570/8A) étaient en dehors des critères de conformité. Après analyse, vos représentants ont indiqué que les équipements étaient conformes car la PNM avait été mise à jour et celle utilisée le jour du contrôle était obsolète. La réalisation des contrôles à chaud des tuyauteries 4VVP001 à 009TY est également concernée. En conclusion :
- le contrôle de la documentation d'intervention permettant de statuer sur la conformité des équipements n'a pas été suffisamment rigoureux. Ce point fait l'objet de la demande A3,
- la documentation d'intervention utilisée n'était pas celle prévue dans votre référentiel.
Demande A1 **: je vous demande de prendre les mesures nécessaires afin de vous assurer de**
l'utilisation d'une documentation à jour pour la réalisation des contrôles concernant les EIP.
## Dépose Et Repose Du Tandem 4Rcp017/020Vp Pour Réfection Des Brides
L'article 2.2.2 de l'arrêté [2] 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. ».
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. » Suivant les mêmes exigences de l'arrêté [2] susvisé, l'activité de dépose et repose du tandem 4RCP017/020VP est basée sur une PNM (D4507971561). Les inspecteurs ont notamment contrôlé par sondage la phase de contrôle de l'alignement des brides. Le mode opératoire qui porte les exigences techniques retenues par vos services centraux prescrit notamment « *un contrôle de* l'alignement des brides correspondant à un éventuel passage *sans difficulté de trois lacets côté* échappement », alors que le rapport d'expertise de votre PNM qui porte l'enregistrement correspondant aux exigences de l'article 2.2.2 de l'arrêté [2], rend conforme le contrôle « *d'un* passage sans difficulté d'un lace*t côté échappement* ». Vos représentants ont confirmé après l'inspection que les intervenants avaient bien suivi la demande du rapport d'expertise plutôt que celle prescrite par le mode opératoire, mais qu'aucune anomalie ni constat négatif n'avait été relevé lors du montage définitif des deux tandems et que le parallélisme et la coaxialité des brides d'admissions et échappement étaient bien conformes.
Demande A2 : je vous **demande de mettre en cohérence votre documentation d'intervention**
sur l'activité de **dépose/repose des tandems de soupape SEBIM.**
Contrôle de premier niveau des enregistrements des activités réalisées dans le cadre du bilan CPP/CSP
L'incohérence détaillée ci-dessus a été identifiée par les inspecteurs à la lecture de la documentation d'intervention sans être relevée par le contrôle technique réalisé par le CNPE. Il s'agit d'une nouvelle mise en défaut du « contrôle premier niveau » du CNPE qui valide la conformité des interventions dans le cadre de l'élaboration du bilan des travaux CPP/CSP et du redémarrage du réacteur. Demande A3 : je vous demande de renforcer **des mesures de contrôle afin d'améliorer la** détection des écarts documentaires **ou opérationnels des AIP conformément aux exigences** des articles 2.2.2 et 2.5.6 de l'arrêté [2]. Dans le cadre de la visite partielle règlementaire des cyclones des GV, une recherche d'usure des ailettes est réalisée suite à la détection d'anomalies sur le réacteur n°2 du CNPE de Gravelines en 2019. Bien que les résultats ne montrent aucune dégradation attendue dans le cadre de ce retour d'expérience, des taches ne remettant pas en cause l'état des équipements sont visibles sur les clichés. Demande A4 : je vous **demande de rechercher les causes de l'oxydation visible sur les clichés**
et de me présenter la conduite à tenir face à ce constat en proposant une stratégie de traitement si ces traces sont toujours présentes lors du prochain contrôle.
## B. Demande De Compléments D'Information
Intervention notable de bouchage des tubes de générateur de vapeur Dans le cadre de l'intervention notable de bouchage des tubes du générateur de vapeur 4RCP002GV, votre prestataire a remonté à vos services deux constats négatifs dont les fiches de constat ont été consultées par les inspecteurs. Les deux fiches de constats font état d'une défaillance de la préparation de l'activité dans des phases qui incombent au CNPE :
- inétanchéité des bouchons de drain entrainant une fuite d'eau dans les boites à eau chaude et froide du GV,
- absence de mise en place d'une protection de portée de joint des GV concernés par les opérations de bouchage de tubes.
Des mesures compensatoires ou correctives ont été mises en œuvre a posteriori afin de permettre le bon déroulement des activités.
Demande B1 : je vous demande d'analyser ces deux éléments qui ont impacté le déroulement du procédé qualifié d'intervention notable et de me transmettre les mesures que vous prendrez à l'avenir.
## C. Observation
Remplacement du Té du RRA
C1 : Les inspecteurs ont constaté que les remarques de l'ASN suite au remplacement du Té du RRA durant la visite partielle du réacteur n°3 en 2021 avaient bien été prises en compte (demande A2 du courrier CODEP-OLS-2021-040973 du 3 septembre 2021).
##
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la division d'Orléans Signée par : Arthur NEVEU |
INSSN-OLS-2022-0698 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-020599 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Belleville-sur-Loire BP 11 18240 LERE Orléans, le 22 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville-sur-Loire - INB n° 127 et 128 Lettre de suite de l'inspection du 7 avril 2022 sur le thème « pérennité de la qualification »
N° dossier : Inspection n° INSSN-OLS-2022-0698 du 7 avril 2022 Références : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 7 avril 2022 dans le CNPE de Belleville-sur-Loire sur le thème « pérennité de la qualification ».
Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « pérennité de la qualification des matériels aux conditions accidentelles ». Cette qualification permet de garantir que les matériels et équipements sont aptes à remplir leurs fonctions sous les sollicitations auxquelles ils sont supposés être soumis, dans les conditions de fonctionnement normales et les conditions de fonctionnement complémentaires. Le CNPE a pu présenter aux inspecteurs son organisation pour respecter les prescriptions émises par ses services centraux en matière de maintien de la qualification des matériels aux conditions accidentelles. Les sujets de l'obsolescence des matériels ainsi que de la gestion et du stockage des pièces de rechange ont également été abordés. Les inspecteurs ont effectué un contrôle concernant l'intégration du prescriptif relatif au maintien de la qualification dans les documents opérationnels du CNPE et ont examiné les modalités de veille et de traitement des matériels concernés par une problématique d'obsolescence. Ils se sont également intéressés aux modalités de conservation des pièces de rechange lors d'une visite du magasin général du CNPE.
Au vu de cet examen, il ressort que l'intégration des prescriptions émises par les services centraux d'EDF en matière de maintien de la qualification des matériels aux conditions accidentelles est suivie de manière satisfaisante sur le CNPE de Belleville. De même, les inspecteurs ont constaté que les matériels concernés par une problématique d'obsolescence font l'objet d'un suivi satisfaisant. Cependant, le suivi des conditions d'ambiance dans le magasin général du CNPE doit être clarifié et amélioré. Des compléments d'information sont également attendus suite à l'examen d'un dossier de réalisation de travaux et d'une procédure d'essai de requalification.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet
## Ii. Autres Demandes Suivi Des Conditions D'Ambiance Dans Le Magasin Général
Le mode opératoire (réf. D5370MO10517) relatif à la conservation des pièces de rechange (PDR) sur le CNPE de Belleville définit les conditions atmosphériques à respecter pour un entreposage adéquat des PDR qualifiées aux conditions accidentelles. Des sondes de température et d'hygrométrie ainsi que des échantillons témoins sont implantés dans chacune des zones du magasin général (robot-bac, hall principal et local des PDR électroniques). Un suivi de ces paramètres est réalisé a minima mensuellement et des consignes particulières sont à appliquer en cas de dépassement prolongé des seuils associés à une potentielle dégradation du matériel.
Lors de la visite du magasin général, les inspecteurs ont constaté que le hall principal n'était équipé que d'un seul couple de sondes température/hygrométrie malgré le volume important de cette zone. Vos représentants ont indiqué que l'emplacement choisi était représentatif de l'ambiance générale dans le hall. Cependant, cet emplacement ne permet pas de suivre les conditions atmosphériques dans les zones les plus défavorables du hall comme par exemple à proximité du plafond.
Même si des dispositions ont été prises par le CNPE pour limiter l'entreposage des pièces de rechange sensibles dans les zones jugées les plus défavorables (installation de ventilateur au plafond et interdiction d'entreposage des PDR dans certaines zones), la représentativité des mesures réalisées restent à démontrer.
Demande II.1. Analyser la **représentativité des mesures de température et d'hygrométrie réalisées**
au niveau du hall principal du magasin général. Préciser, le cas échéant, les mesures prévues ou mises en place pour améliorer le suivi des conditions atmosphériques. Votre référentiel national de conservation des matériels et des pièces de rechange (D4507021296)
prévoit plusieurs actions à mettre en œuvre en cas de dépassement des seuils de température et d'hygrométrie sur une durée consécutive supérieure à 72 h au sein du magasin général. Il s'agit notamment de réaliser des contrôles d'absence de dégradation sur des PDR identifiées comme témoin et de réviser la date limite d'utilisation de certaines PDR. Ces actions sont tracées et suivies via un plan d'action (PA). Lors de la consultation des relevés des conditions d'ambiance dans le magasin général, les inspecteurs ont constaté des dépassements d'une durée supérieure à 72h en août 2020 en température et hygrométrie au sein du hall principal. Vos représentants ont indiqué qu'aucun PA n'avait été ouvert suite à ce dépassement des conditions d'ambiance à cause d'une confusion avec un autre PA déjà en cours pour traiter la réparation du système de climatisation du magasin général. La preuve de la réalisation des actions prévues dans votre référentiel national n'a pas pu être apportée.
Demande II.2. Mettre en œuvre **les mesures organisationnelles et/ou techniques nécessaires pour** éviter **le renouvellement de cet écart.** Concernant les dépassements ponctuels ou prolongés en température dans le magasin général, vos représentants ont indiqué que la mise à jour de la date limite d'utilisation (DLU) des PDR s'avérait complexe dans sa mise en œuvre au vu du nombre total de PDR concernées. Ils ont précisé ne réaliser la mise à jour de la DLU sur les étiquettes en priorité sur les PDR les plus sensibles aux variations de température. Les notes nationale et locale sur les conditions de conservation des PDR ne prévoient pas cet aménagement.
Demande II.3. Définir clairement les actions à mettre en œuvre en cas de dépassement des conditions d'ambiance dans le magasin général.
## Visite Complète De La Pompe 2 Ren 091 Po
Les inspecteurs ont examiné le dossier de réalisation de travaux (DRT) de la visite complète de la pompe 2 REN 091 PO réalisée entre décembre 2020 et janvier 2021 transmis après l'inspection. Ils ont constaté que le DRT était imprécis sur certains points. Il est fait état de plusieurs anomalies (éléments de la pompe hors service) mais les actions correctives qui ont eu lieu suite à ces constats ne sont pas toujours indiquées. A la lecture globale du DRT, le remplacement des éléments défaillants n'apparait pas clairement et aucune information n'est précisée concernant la réalisation de nouveaux contrôles suite au remplacement de ces éléments.
Vos représentants ont indiqué lors de l'inspection qu'une réparation de la pompe, avec changement du vilebrequin, avait été effectuée en juin-juillet 2021. Demande II.4. Indiquer la nature des contrôles et réparations réalisés sur la pompe 2 REN 091 PO. Préciser si la gamme de contrôle a été rejouée suite au remplacement des éléments défaillants.
Requalification du clapet 2 SEC 011 VE Suite à la réparation du clapet 2 SEC 001 VE, une requalification de l'équipement a été réalisée en juillet 2021 consistant à relever le débit avant et après l'intervention. Les inspecteurs ont examiné la procédure d'essai de requalification de cet équipement et ont noté que le critère à vérifier n'est pas suffisamment précis. Celui-ci demande de s'assurer que le débit avant intervention (Q1) est environ égal au débit après intervention (Q2).
Dans le cas ci-dessus, le débit Q1 était de 2 720 m3/h et le débit Q2 de 2 847 m3/h, soit un écart de 127 m3/h qui a été considéré comme satisfaisant.
Demande II.5. Justifier le caractère satisfaisant de la requalification de cet équipement. Préciser les conditions pour lesquelles la requalification serait jugée non satisfaisante.
## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Réintégration Des Matériels Et Pièces De Rechange Au Magasin Général
Constat d'écart III.1 : La note du sous-processus « optimiser les stocks » prévoit que la réintégration au magasin des PDR non consommées soit réalisée au plus tard 1 mois après la date de recouplage du réacteur pour les besoins de l'arrêt, et au plus tard 1 mois après la fin de l'activité si celle-ci est réalisée quand le réacteur est en production. Vos représentants ont indiqué que cette exigence n'était pas toujours respectée car certains métiers ont tendance à garder les PDR pour des futures activités plutôt que de les ramener avant l'échéance d'un mois. Cependant, ces écarts sont constatés à la baisse depuis quelques années par les agents responsables du magasin général.
## Echéances De Remise En Conformité Du Matériel Qualifié Aux Conditions Accidentelles
Observation III.2 : Lors de la diffusion du Recueil des Prescriptions de Maintien de la Qualification (RPMQ), le CNPE établit une note qui a pour objectif d'analyser l'ensemble des fiches du RPMQ, de se positionner par rapport au contexte local (applicabilité) et de définir si l'impact est documentaire ou présente un enjeu sur la conformité du matériel. Cette analyse d'impact local fixe une échéance d'intégration pour les modifications documentaires mais aucune information n'est donnée concernant l'échéance de remise en conformité du matériel. Cette dernière est précisée au travers de la gestion des ordres de travaux.
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Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la division d'Orléans Signée par : Arthur NEVEU |
INSSN-CAE-2022-0147 | Référence courrier :
CODEP-CAE-2022-019830 Orano Recyclage Établissement de La Hague Beaumont Hague 50444 LA HAGUE Cedex À l'attention de Monsieur le directeur Caen, le **28 avril 2022**
Objet : **Contrôle du transport de substances radioactives**
Code : **Inspection n° INSSN-CAE-2022-0147 du 29 mars 2022**
Conformité des transports internes à l'arrêté INB et au référentiel 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,**
dit « arrêté INB » ;
[3] **Arrêté du 29 mai 2009 relatif aux transports de marchandises dangereuses par voies terrestres**
(dit « arrêté TMD »)
[4] **Décision n° 2017-DC-0616 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 30 novembre 2017 relative aux**
modifications notables des installations nucléaires de base ;
[5] **Décision n° 2015-DC-0532 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 17 novembre 2015 relative au**
rapport de sûreté des installations nucléaires de base ;
[6] **Accord relatif au transport international des marchandises dangereuses par route, dit « ADR »,**
version du 1er **janvier 2021 ;**
[7] **Guide de l'ASN n° 3 sur les recommandations pour la rédaction des rapports annuels**
d'information du public relatifs aux INB.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des transports de substances radioactives, précisées en référence [1], une inspection a eu lieu le 29 mars 2022 sur le site d'Orano Recyclage de La Hague. Elle avait pour thème la conformité des transports internes à la réglementation des installations nucléaires de base (INB).
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
Après une analyse de la conformité du référentiel de l'installation pour les transports internes à la réglementation INB, les inspecteurs se sont rendus dans le Magasin Central pour observer une expédition de marchandises dangereuses non radioactives. Ils se sont ensuite rendus au bureau de planification des transports, afin de consulter les dossiers de transports internes.
À l'issue de cette inspection, il ressort que l'organisation des transports internes mise en place par l'établissement Orano Recyclage de La Hague est satisfaisante. Le contenu des règles générales d'exploitation des transports internes, la définition des responsabilités et la gestion de la sous-traitance des opérations de transport interne sont conformes aux exigences. Les consignes sont cohérentes aux exigences et globalement appliquées. Le personnel inspecté disposait des attestations de formation requise. Le conseiller à la sécurité des transports a été en mesure de répondre aux questions des inspecteurs.
Toutefois, les inspecteurs ont relevé quelques éléments manquants dans le référentiel de l'installation relatif aux transports internes et plusieurs ambigüités qui pourraient conduire à des écarts réglementaires. En particulier, les inspecteurs ont constaté que des progrès restent nécessaires dans l'appropriation, pour ce concerne les transports internes, de la décision n° 2017-DC-0616 sur les modifications notables des installations nucléaires de base. Par ailleurs, Orano doit être plus attentif au respect des exigences portant sur les opérations de transport en conditions météorologiques dégradées.
*
* *
## A. **Demandes D'Actions Correctives** Incomplétude Du Référentiel
Les articles 4.9.5 et 4.9.6 de la décision n° 2015-DC-0532 [5] prescrivent de décrire et d'analyser les risques associés à toutes les opérations de transport internes (TI) qui ne sont pas conformes à la réglementation des transports de marchandises dangereuses sur la voie publique (TVP). Ces exigences s'appliquent à toutes les marchandises dangereuses concernées par cette réglementation (matières radioactives ou non). Le transport interne de marchandises dangereuses non radioactives (TI-MDNR) fait l'objet d'un chapitre dédié des Règles générales d'exploitation (RGE) de l'installation. En revanche, le rapport de sûreté (RDS) ne comporte pas de présentation de ces transports, que ce soit dans un chapitre dédié ou de façon plus dispersée. Aucune analyse de sûreté n'a donc été formalisée pour les TI-MDNR.
Demande A1 : Je vous demande de formaliser dans le RDS votre analyse de sûreté des TI-MDNR. Vous prendrez en compte toutes les marchandises dangereuses de l'établissement, y compris celles qui sont gérées par l'installation Transports internes et par le Magasin central notamment et expliciterez celles qui sont réalisées selon des modalités conformes à la réglementation TVP. Pour les TI-MDNR qui seraient réalisées selon des modalités différentes, vous justifierez les dispositions de sûreté retenues. Si nécessaire, vous mettrez à jour les RGE des TI-MDNR pour prendre en compte les conclusions de cette analyse.
## Conformité Des Rge À L'Arrêté Inb Et À La Décision N° 2017-Dc-0616
L'article 8.2.2 de l'arrêté INB [2] prescrit que : « **Les opérations de transport interne de marchandises**
dangereuses doivent respecter soit les exigences réglementaires applicables aux transports de marchandises dangereuses sur la voie publique, soit les exigences figurant dans les règles générales d'exploitation mentionnées au 2° du II de l'article 20 du décret du 2 novembre 2007 susvisé, dans les règles générales de surveillance et d'entretien mentionnées au 10° du II de l'article 37 du même décret ou dans les règles générales de surveillance mentionnées au 10° du II de l'article 43 du même décret **». Par ailleurs, les articles 2.5.1 et 2.5.2 de l'arrêté**
prescrivent que l'exploitant identifie les éléments importants pour la protection, les activités importantes pour la protection, les exigences définies afférentes et tient leur liste à jour. La décision de l'ASN n° 2017-DC-0616 [4] fixe des seuils à partir desquels les modifications des transports internes sont soumises à déclaration ou à autorisation de l'ASN.
En application de l'arrêté INB, Orano a écrit des RGE pour les opérations de transport interne (RGETI) réalisées selon des modalités différentes de celles qui sont prescrites par la réglementation TVP.
Elles abordent toutes les principales thématiques de la réglementation TVP, y compris par exemple l'étiquetage et la formation des conducteurs.
Les inspecteurs ont néanmoins relevé plusieurs ambigüités dans les RGE des transports internes en vigueur, susceptibles de conduire à des écarts réglementaires :
- **Le paragraphe 2.1 du chapitre 1 des RGE relatives aux transports internes de matières**
radioactives (TI-MR) indique que « *dans le cas où l'activité totale serait supérieure à 100 A2, les* dispositions compensatoires seraient alors indiquées dans l'annexe du RDS pour des transports réguliers ou dans une analyse spécifique pour les transports exceptionnels **». Le chapitre contient une phrase**
similaire pour les colis classés SCO. L'ASN rappelle que, même exceptionnel, aucun transport ne peut déroger à l'article 8.2.2 susmentionné ni faire l'objet de dispositions compensatoires sans modification des RGE conforme à la décision n° 2017-DC-0616 [4]. Dès lors, la mention aux transports exceptionnels ne parait pas appropriée telle qu'elle est rédigée.
- Le chapitre 0 des RGE des TI-MR indique que : « *les Navettes à operculaires chargées de coques et* embouts (CSD-C) et ne respectant pas les conditions de masse maximum en matières fissiles (NB : issues du RDS) peuvent néanmoins être traitées selon une procédure écrite en concertation avec l'ingénieur criticien **». Bien que cette possibilité n'ait pas été utilisée selon vos représentants, l'ASN rappelle**
que la démonstration de sûreté présentée dans le RDS s'appuie sur cette masse maximum de matières fissiles. Elle ne peut pas être modifiée sans modification du référentiel conforme à la décision n° 2017-DC-0616 [4].
- **Les chapitres 1 et 3 des RGE des TI-MR ne mentionnent que le seuil de 100 A2 pour la nécessité**
d'autorisation de l'ASN avant la mise en œuvre d'une modification, alors que le seuil est de 1 A2, par exemple, pour les matières liquides de plus de 5 L. Aucun seuil de déclaration n'est indiqué.
Par ailleurs, les RGE des TI-MDNR n'indiquent que les seuils d'exemption, en occultant l'existence de critères d'autorisation et de déclaration. Les inspecteurs ont vérifié que la procédure de Modifications notables du site (FEM-DAM) est conforme à la décision. Toutefois les échanges entamés pendant l'inspection sur la mise en conformité du modèle de colis EMEM montrent que l'application de la décision [4] aux modifications relatives aux transports internes est encore mal comprise par certains agents.
- **L'article 1.2.6 de la décision n° 2017-DC-0616 [4] impose que l'exploitant transmette à l'ASN**
tous les cinq ans une version consolidée du référentiel modifié. Cette disposition s'applique donc à toutes les modifications qui ont fait l'objet d'une autorisation ou d'une déclaration. Or Orano ne prévoit de consolider et de transmettre à l'ASN que les modifications notables relatives aux colis d'activités supérieures à 100 A2.
- **La liste des EIP et des AIP du colis R77S n'est pas référencée dans le chapitre 3 des RGE des**
TI-MR, contrairement aux listes équivalentes pour les autres colis d'activité supérieure à 100 A2. Aucune liste d'EIP et d'AIP n'est référencée pour les colis d'activité inférieure à 100 A2 ou les colis de marchandises dangereuses non radioactives.
Demande A2 : Je vous demande de mettre jour vos RGE en conséquence. Vous y référencerez notamment la liste des EIP et des AIP du colis R77S. Vous mettrez également les RGE des TI-MR
et des TI-MDNR en conformité avec la décision de l'ASN n° 2017-DC-0616 [4].
## Application Et Déclinaison Des Rge Dans Les Documents Opérationnels
Le paragraphe 12 du chapitre 8 des RGE des TI-MR indique notamment que les TI sont suspendus en cas d'alerte de grand vent, c'est-à-dire pour une vitesse de vent supérieure à 130 km/h.
Orano suit les prévisions météorologiques et archive les données recueillies. Les inspecteurs ont ainsi pu identifier une alerte de grand vent le 18 février 2022 entre 13h30 et 14h30. Toutefois le cahier de quart et les documents de transport montrent qu'au moins un TI-MR (dossier 2022/3367 : transport d'EMEM) et un TI-MDNR (dossier 2021/8319 : transport de fioul) ont été réalisés sur ce créneau.
Demande A3 : Je vous demande de veiller à la suspension des transports internes en cas de conditions météorologiques très dégradées.
Le paragraphe 2.5.2 du chapitre 6 des RGE relatives aux TI-MR impose que « *les fûts contenant des boulets* d'uranium sont autorisés à être transportés en R77S à condition que ces boulets soient composés d'uranium de rapport massique 235U /Utotal *≤ 2%* ». Toutefois le paragraphe 6.1.1 de la consigne d'utilisation de l'emballage R77S, référencée ELH-2015-056097 v5.0, indique au contraire que « **sont interdits d'être**
transportés en R77S les fûts contenant : […] des boulets d'uranium dont la teneur 235*U/U ≤ 2%* **».**
Demande A4 : Je vous demande de mettre à jour la consigne en conformité avec le référentiel.
Le chapitre 4 des RGE-TI-MR précise la composition du dossier de transport interne établi par l'expéditeur. Celui-ci doit notamment indiquer l'activité totale ou, à défaut, l'activité maximale autorisée du colis. Or le bon de transport utilisé pour les colis PECM ne dispose d'aucun champ pour renseigner l'activité du colis, qui n'était donc pas indiquée pour le transport réalisé le 26 janvier 2022. Demande A5 : Je vous demande de mettre à jour vos formulaires de transport pour prévoir le renseignement des informations prévues par les RGE relatives aux TI, notamment l'activité du colis.
## B. **Demandes D'Informations Complémentaires** Maîtrise Des Enjeux Des Transports Internes
L'article L.125-15 du Code de l'environnement prescrit que tout exploitant d'INB établit chaque année un rapport présentant notamment les dispositions de maîtrise des risques et un bilan des incidents et accidents. Le Guide de l'ASN n° 3 [7] précise que la description des installations, le bilan des indicateurs et la présentation des événements devraient prendre en compte les transports internes (et externes). Les flux internes de matières radioactives sont importants dans l'établissement : ils représentaient six fois plus d'opérations que les chargements et déchargements de matières radioactives pour TVP en 2019. Un suivi de ces transports internes est donc nécessaire pour justifier que les dispositions mises en œuvre au cours de l'année sont adaptées aux enjeux.
Les inspecteurs ont vérifié qu'Orano élabore bien le rapport annuel pour les transports réalisés sur la voie publique. Ce dernier ne prend pas en compte les transports internes, mais le CST de l'établissement a rédigé un compte-rendu des TI-MR en 2019, qui intégrait la plupart des informations demandées par l'arrêté TMD pour les TVP. Toutefois ce bilan n'a pas été réalisé en 2020 et 2021. Par ailleurs, il n'existe pas de bilan similaire pour les TI-MDNR, dont les flux sont pourtant du même ordre de grandeur que ceux des TI-MR.
Demande B1 : Je vous demande de me transmettre un bilan des TI-MR et des TI-MDNR pour l'année 2021. Il présentera au moins les informations suivantes : les flux, le bilan des événements significatifs et intéressants ainsi que le REX réalisé.
## Déclinaison Du Rds Dans Les Documents Opérationnels
Certaines exigences décrites dans l'annexe du RDS relative à la démonstration de sûreté du colis R77S ne sont pas correctement déclinées dans les documents opérationnels, en particulier :
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- Le paragraphe 6.3.1 du chapitre A6 du RDS impose que : « **la durée maximale de transport autorisée**
pour le colis R77S sur le site Orano la Hague est limitée à 4 heures **». Or le paragraphe 13 de la** consigne d'utilisation de l'emballage R77S précise seulement que : « *la durée maximale entre la* fermeture et l'ouverture de l'enveloppe de confinement du R77S est de 48 heures en exploitation**. »**
Néanmoins le transport contrôlé (BT107342) a duré 1h 30, ce qui est conforme à l'exigence du RDS.
- Le paragraphe 6.2 du chapitre A6 du RDS impose que : « **avant transport, les opérations et**
vérifications suivantes sont par ailleurs à réaliser : […] les 16 broches à billes de fixation du capot doivent être en place et correctement montées (vérification manuelle qu'elles sont bien bloquées en position dans les chapes par leur bille) **». Or la consigne d'utilisation de l'emballage R77S ne mentionne que des**
contrôles visuels dans le paragraphe 6.3.1 sur les contrôles et inspections avant chargement ; cette vérification manuelle n'y est pas indiquée.
Demande B2 : Je vous demande de vérifier que la consigne d'utilisation de l'emballage R77S intègre correctement l'ensemble des dispositions prévues dans le RDS et d'actualiser cette consigne.
## Mise En Œuvre Des Contrôles Prévus
Le chapitre 9 des RGE des TI-MR comporte la nature et la fréquence des contrôles et essais périodiques (CEP) à réaliser. En particulier, il précise qu'un contrôle non destructif des 4 vis des 2 pions de centrage du colis CBF-C2 est réalisé tous les 5 ans. Toutefois, vos représentants ont indiqué que les vis d'un des blocs sont difficilement accessibles et leur contrôle visuel quinquennal prévu est remplacé par un examen annuel par ultrason.
Demande B3 : Je vous demande de justifier que l'examen réalisé permet de vous assurer du maintien de la fonction des pions de centrage concernés et, le cas échéant, d'actualiser les RGE des TI-MR.
Le chapitre 1 des RGE des TI-MR indique que « **le modèle de colis Fût PECM est autorisé selon le Rapport**
de Sûreté pour le transport interne de matières radioactives dont l'activité est limitée à 100 A2 par colis. »
Pourtant l'activité des échantillons expédiés au laboratoire pour caractérisation n'est pas connue avant leur expédition, puisqu'elle est calculée par le laboratoire. Demande B4 : Je vous demande d'expliquer comment vous garantissez que les échantillons expédiés au laboratoire pour caractérisation respectent les exigences d'activité du référentiel. Vous me transmettrez en outre les résultats du laboratoire des 10 derniers échantillons analysés.
## Maintien À L'État De L'Art Du Référentiel Relatif Aux Ti
Orano réalise une veille des évolutions de la réglementation des transports sur la voie publique et analyse les évolutions qu'il serait opportun d'intégrer au référentiel interne. Toutefois cette analyse, utile, n'est pas présentée dans le référentiel et les actions de modification des dispositions de transport interne ne font pas l'objet d'un plan d'action formalisé et suivi. En particulier, les actions qui portent sur des modifications à intégrer à la prochaine révision des RGE-TI (non programmée) ne sont tracées que dans cette analyse réglementaire, formalisée dans un courrier interne, et sont donc susceptibles d'être oubliées au moment de la révision.
Demande B5 : Je vous demande de formaliser la veille réglementaire réalisée sur la réglementation TVP et l'analyse des exigences à intégrer aux RGE-TI, afin d'assurer le maintien dans le temps du référentiel de transport interne par rapport à l'état de l'art. Vous vous assurerez du suivi des actions issues de cette veille.
## C. **Observations**
C.1 - **Le modèle de bon de transport prévoit des champs « reconnaissance itinéraire : oui/non » et voies**
dédiées : oui/non ». Toutefois ces dispositions sont spécifiques aux colis Hermès-Mercure, Navette à operculaire, EMEM, CEFE et CBF-C2 ; elles ne s'appliquent pas aux colis R77S. Afin d'éviter aux transporteurs de remplir partiellement le formulaire pour les colis R77S, ce qui pourrait les conduire à une mauvaise appropriation de la documentation, je vous suggère de l'adapter à ce modèle de colis.
C.2 - **Le sas de l'atelier AD2 est en zone contrôlée. La porte du sas l'indique correctement, mais un** panneau précise : « *Dosimétrie passive obligatoire. Pour le personnel non classé, l'accès est soumis au port du* dosimètre opérationnel activé **». Cette formulation est ambigüe car elle pourrait être interprétée, à tort,**
comme l'absence d'obligation de port du dosimètre opérationnel pour le personnel classé. Par ailleurs, la peinture bleue des murs de l'atelier AD2, habituellement utilisée pour les locaux en zone surveillée, a conduit le personnel présent pendant l'inspection à s'interroger sur le zonage effectif du sas et sur les mesures de radioprotection à respecter. Afin de lever ces ambigüités, je vous suggère de reformuler la consigne affichée sur la porte du sas et de changer la couleur des murs au cours de la prochaine rénovation de l'atelier.
C.3 - **La réalisation du bilan des TI-MR par le CST de l'établissement est une bonne pratique, que je**
vous encourage à pérenniser, à étendre aux TI-MDNR et à exploiter.
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 du pôle LUDD
Signé par
Hubert SIMON |
INSSN-CAE-2022-0148 | Référence courrier : CODEP-CAE-2022-018682 **Caen, le 11 avril 2022**
Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Recyclage de La Hague BEAUMONT-HAGUE
50 444 LA HAGUE CEDEX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Etablissement Orano Recyclage La Hague Inspection n° INSSN-CAE-2022-0148 du 24 mars 2022 Instruction Références :
[1] **- Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;**
[2] - Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ;
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection inopinée a eu lieu le 24 mars 2022 à l'établissement Orano Recyclage, site de La Hague en lien avec l'instruction de votre demande d'autorisation de création d'un entreposage de RBM1 **sur l'atelier BST1**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 en objet était en lien avec l'instruction de votre demande d'autorisation de création d'un entreposage de RBM sur l'atelier BST1. Elle s'est déroulée en deux phases : une inspection inopinée
« chantier » le 28 février 2022 et une inspection inopinée « examen des dossiers » le 24 mars 2022. La visite du chantier le 28 février 2022 a mis en évidence que la tenue du chantier pouvait être améliorée.
En effet, le chantier était encombré avec du matériel, parfois neuf, présent en vrac le long des murs rendant le passage étroit, des déchets n'étaient pas ou mal conditionnés, des pots de peinture étaient entassés sans rétention adéquate et à proximité d'un coffret électrique, un bidon contenant du liquide était présent sans aucun étiquetage dessus, des armoires et coffrets électriques ainsi que des extincteurs n'étaient pas accessibles, un radiateur électrique était présent sous le bureau sans analyse de risque incendie et une porte était à moitié condamnée par la présence de matériels. Lors de l'inspection du 24 mars 2022, les inspecteurs ont souhaité faire une visite de chantier.
Cependant, du fait d'un arrêt de la ventilation dans le cadre des travaux de création de l'entreposage, le bâtiment était accessible uniquement par le port d'équipements de protection adaptés (port d'un masque filtrant). L'exploitant a alors proposé de se rendre dans le bâtiment et de prendre des photos, prouvant une volonté de transparence. Ces photos ont été présentées en fin d'inspection. Les inspecteurs ont pu constater que le chantier était rangé et que les remarques qui avaient été faites lors de l'inspection du 28 février 2022 avaient été prises en compte. Une analyse des causes, du type « 5 pourquoi » a été menée et le compte-rendu a été transmis aux inspecteurs. Les inspecteurs soulignent donc la réactivité de l'exploitant afin de remettre le chantier en état.
Par ailleurs, les inspecteurs ont examiné les documents de suivi du chantier (la note d'organisation du chantier, le rapport de surveillance de la MOA3 sur la MOE4**, des plans de surveillance chantier et fiches**
de visite chantier avec les preuves associées, des LOMC5 et LOFC6**, des fiches d'écarts…). Au vu de cet**
examen par sondage, l'organisation relative au suivi du chantier de la création d'un entreposage de RBM dans l'atelier BST1 est apparue perfectible dans son ensemble.
Les inspecteurs relèvent que la note d'organisation devrait être revue afin de la rendre autoportante et de faire en sorte qu'elle traduise fidèlement l'organisation mise en œuvre. Le renseignement et la complétude des classeurs de suivi de chantier, avec les fiches de visite chantier, devront également être nettement améliorés. Le délai de transmission des documents de la MOE vers la MOA devrait être réduit afin de permettre un meilleur suivi de chantier « en temps réel » par la MOA. L'exploitant doit veiller à ce que les documents soient validés en temps et en heure, et que l'ensemble des preuves soient accessibles et conclusives le cas échéant. L'examen des fiches de suivi des écarts a mis en évidence un manque de traçabilité (dans les fiches mais aussi sur le chantier) qui devra être corrigé. Les éléments reportés sur ces fiches d'écart traduisent également une pression temporelle dans la réalisation de ce chantier puisque vos représentants ont déploré plusieurs fois un manque de temps.
Les inspecteurs considèrent que cette situation n'est pas propice à la bonne mise en œuvre des opérations. Ils attirent l'attention de l'exploitant sur la nécessité de mener un retour d'expérience pour les futurs projets, quel que soit l'atelier, notamment en anticipant davantage le temps d'instruction du dossier mais aussi en prévoyant un planning d'intervention cohérent avec le respect des procédures (points d'arrêt ou de convocation, traçabilité des opérations,...) et des travaux réalisés en toute sûreté et sécurité.
## A. Demandes D'Actions Correctives Note D'Organisation
Les inspecteurs ont interrogé la MOA et la MOE sur l'organisation du projet.
L'exploitant a indiqué qu'une personne de ses équipes était détachée sur le projet afin de s'assurer que l'ensemble des exigences d'exploitation soient bien prises en compte tout au long du projet. Les inspecteurs notent qu'il s'agit d'une bonne pratique. Cependant, sa lettre de nomination en tant qu'interface avec l'exploitant ne mentionne ni son rôle exact ni ses missions. De plus, cette nomination date du 17 mars 2022, bien après le début du projet RBM.
Les inspecteurs ont examiné la note d'organisation du projet, note en version 2 approuvée le 01 février 2022. Les inspecteurs ont fait les constats suivants :
- la note n'explique pas la répartition des missions entre la MOA et la MOE ; - le rôle du représentant de l'exploitant n'est pas explicite ; - le rôle du responsable du pôle technique n'est pas écrit, faisant référence à une note dont le titre n'est pas mentionné ;
- les abréviations employées ne sont pas explicitées. Par exemple, les inspecteurs ont demandé ce que signifiait « pôle technique CD » et ils n'ont pas pu avoir de réponse ; - l'organigramme nominatif du projet n'est pas complet et n'est pas en cohérence avec les différents acteurs cités dans le corps du texte ; - la rédaction des missions des acteurs est à revoir. Par exemple, le chef d'installation est présenté comme étant quasiment au service du projet et le pôle technique est présenté comme un facilitateur du projet ; - il est mentionné un contrat pour le support de la MOA sans précision de la nature de ce contrat ;
- aucune précision quant à l'organisation de la surveillance des prestataires ;
- la liste des interlocuteurs en annexe n'est pas complète. Il manque par exemple le chef d'installation ;
- d'un point de vue qualité, le titre repris dans le cartouche en haut de page est différent du titre de la note en première page ; - aucune référence de documents / procédures / notes dites chapeau n'est mentionnée dans ce document. Demande A1 : Je vous demande de mettre à jour, dans les plus brefs délais, votre note d'organisation en tenant *a minima* **en compte les remarques formulées ci-dessus. Vous me**
transmettrez le document ainsi mis à jour.
## Suivi De Chantier
Les inspecteurs ont examiné les classeurs de suivi de chantier pour les trois prestataires principaux du projet.
Les inspecteurs ont constaté que la tenue de ces classeurs n'était pas satisfaisante. Les inspecteurs ont notamment constaté que : - les plans de surveillance présents dans les classeurs ne sont pas validés. Un des plans de surveillance a été envoyé par mail suite à l'inspection. Ce plan a été approuvé le jour de l'inspection pour une date d'application au 25 mars 2022 alors que les travaux avaient déjà débuté ; - dans un des classeurs, il y avait la présence de deux plans de surveillance (version 00 et 02), avec la version 02 qui n'était pas validée. De plus, les deux documents ne comportaient pas les mêmes informations (certaines informations n'étaient présentes que dans la version 00 sans avoir été reprises dans la version en vigueur) ;
- une fiche de préparation de chantier était non remplie ;
- des fiches de visite chantier étaient manquantes ; - des fiches de visite chantier présentes dans le classeur n'étaient pas référencées ; - des fiches de visite chantier présentes étaient incomplètes ; - un LOMC était présent avec une date de validation postérieure au démarrage des travaux, sans qu'une LOMC provisoire n'ait pu être présentée ; - une des fiches de visite chantier présentait une non-conformité alors que cette visite était notée conforme sans qu'aucune explication ne soit écrite ;
- le compte-rendu d'une des réunions d'enclenchement, ainsi que sa date, n'a pas pu être communiqué aux inspecteurs. La MOE a indiqué aux inspecteurs que le classeur n'est qu'un support et que le suivi des fiches de visite chantier se fait par informatique. Or, lors de l'inspection, la MOE n'a pas été en mesure de communiquer aux inspecteurs l'ensemble des documents demandés à l'issue de l'examen des classeurs, soit parce que la MOE ne les a pas retrouvés, soit parce que, à un moment de la journée, le réseau informatique était défectueux, ce qui a retardé leur présentation. Demande A2 : Je vous demande de mettre en place une organisation robuste permettant de réaliser un suivi complet et exhaustif des chantiers et des sous-traitants intervenant sur le projet. Je vous demande de me décrire cette organisation et d'en vérifier l'efficacité et la pérennisation, pour ce chantier et pour les chantiers à venir.
De plus, l'analyse des LOMC associées aux voiles V15, V22 et V23 ainsi qu'aux modules d'entreposage mettent en évidence des points de convocation ou d'arrêt qui ne sont pas validés. Demande A3 : Je vous demande d'identifier les causes de la non-prise en compte de ces points de convocation et points d'arrêt et de prendre les mesures correctives afin que cette situation ne se reproduise pas. Vous me transmettrez les éléments associés.
## Génie Civil : Qualité Du Béton
Les inspecteurs ont demandé à l'exploitant si des échantillons « témoin » de béton avaient été conservés. L'exploitant a indiqué qu'aucun échantillon n'avait été prélevé dans le but d'une conservation ultérieure. Cette remarque avait déjà été formulée lors d'une précédente inspection7.
Demande A4 : Je vous demande de justifier le fait de ne pas avoir prélevé d'échantillons « témoin »
et, le cas échéant, de me décrire l'action mise en œuvre pour y remédier. Je vous demande d'examiner l'opportunité d'étendre cette action à tous vos chantiers futurs ou en cours.
## Fiches D'Écart
Les inspecteurs ont examiné la fiche d'écart ECA 10228922100 0002 version A portant sur le nonrespect d'un critère contractuel.
En effet, contractuellement, il est demandé de faire un contrôle à 100% de la côte criticité du centreur.
Cette côte devait être de Ø24h11 mais l'approvisionnement de rond calibré est à Ø**24h9. Pour rappel, le**
centrage des AA227 en alvéoles participe au maintien des distances requises par les contraintes de criticité.
L'explication avancée par le fournisseur pour le non-respect de ce contrôle à 100% est double :
- il indique que la côte Ø24h9 est plus restrictive que la côte Ø**24h11 par rapport au plan ;**
- il précise que le volume de pièces à contrôler est incompatible avec le délai alloué. Un contrôle à 10% est assuré et sanctionné par un PV.
De plus, le changement de côte de ces centreurs et cette décision de contrôler uniquement 10% des pièces n'ont pas fait l'objet d'un avis par un ingénieur criticien. Demande A5 : Je vous demande de faire valider par un ingénieur criticien, au travers d'un avis argumenté et tracé, d'une part l'acceptabilité de ce changement de côte et d'autre part l'impact, le cas échéant, du non-respect du contrôle à 100% de cette côte de criticité. Je vous demande de me transmettre cet avis. Les inspecteurs ont examiné plusieurs fiches d'écarts et constaté que la notion d'incompatibilité avec les délais apparait sur plusieurs d'entre elles, ce qui n'est pas acceptable.
Par exemple, Dans la fiche d'écart ECA n°10228926100 002, un sous-traitant indique que l'ensemble des soudures ne sont pas tracées via le cahier de soudage parce que le temps entre la commande achat et le besoin projet est trop court.
Demande A6 : Je vous demande de mettre en œuvre une méthodologie vous permettant de construire des plannings projet garantissant à chaque intervention les délais nécessaires afin d'assurer le respect de l'ensemble des exigences liées à cette intervention (exigences de fabrication, de contrôles, de traçabilité…). Vous me décrirez l'action que vous mènerez en ce sens.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Rapport de surveillance de la MOA sur la MOE
Les inspecteurs ont examiné le rapport de la surveillance qu'exerce la MOA sur la MOE.
Les inspecteurs ont constaté que certains critères n'étaient pas encore renseignés. Par sondage, l'examen d'un de ces critères a fait ressortir un manque de communication entre la MOE et la MOA.
En effet, la MOE avait bien transmis un document à la MOA, sans toutefois prévenir que ce document était couplé avec un autre document et référencé de fait différemment de l'attendu. En outre, des rapports de visites qualité sont toujours en attente de réception côté MOA alors que la visite date de près de 3 semaines. La MOA a indiqué aux inspecteurs avoir contacté par courriels la société en charge de la diffusion des documents entre la MOE et la MOA pour que celle-ci prenne des dispositions en vue d'améliorer la transmission des informations, sans toutefois en avoir informé la MOE (courriels consultés en inspection).
Demande B1 : Je vous demande de mettre en place un fonctionnement robuste afin que les informations circulent plus rapidement entre la MOE et la MOA. De ce fait, votre rapport de surveillance pourra être complété au fil de l'eau, au plus près des actions. Vous me décrirez les dispositions que vous avez prises en ce sens.
La MOA a indiqué aux inspecteurs qu'une réunion mensuelle avait lieu avec le chef de projet afin de valider le renseignement du rapport de surveillance, renseignement qui se fait cependant au fur et à mesure de l'obtention des documents de preuve.
Dans le rapport de surveillance, les inspecteurs ont constaté des actes de surveillance indiqués comme « non accepté » sans qu'aucune explication ou action ne soit indiquée en observation. De même, dans la colonne « traçabilité de la surveillance », il est parfois indiqué « mail de vérif MOA » sans qu'il ne soit précisé l'objet ou les documents sur lesquels a porté la vérification. Demande B2 : Je vous demande de prêter une attention particulière aux renseignements de votre rapport de surveillance afin qu'aucune ambiguïté quant à l'acceptation d'un critère de surveillance ne puisse subsister. En cas de non acceptation du critère, il conviendra d'en préciser la raison et de préciser la ou les actions mises en œuvre.
## Génie Civil : Qualité Du Béton
Les inspecteurs ont consulté les bons de livraison ainsi que les résultats des essais faits sur le béton.
Sur les bons de livraison, les valeurs d'affaissement caractéristiques du « slump test8 **» sont indiquées**
sans qu'une conclusion quant à leur conformité ne soit décrite. Les inspecteurs ont consulté également des procès-verbaux d'essais sur les bétons. Dans les documents transmis, seuls les résultats d'analyse de certaines toupies, identifiées par leur numéro de livraison, sont présentes. Demande B3 : Je vous demande de me justifier que l'ensemble du béton utilisé pour le chantier a fait l'objet d'un contrôle et a été déclaré conforme.
## Levée Des Préalables
Dans la fiche d'écart ECI n°102289R50 1000 rev 00, il est indiqué que compte-tenu des délais extrêmement courts attribués au projet RBM, il a été décidé d'autoriser un sous-traitant à lancer ses fabrications sans procéder à une levée des préalables permettant de s'assurer que l'ensemble de la documentation nécessaire à la fabrication était bien validée au début de cette fabrication. L'exploitant a précisé aux inspecteurs que la vérification du respect des exigences a été faite a posteriori et que ces ouvrages manufacturés ne présentaient pas d'écart aux exigences de fabrication.
Demande B4 : Je vous demande de me transmettre les documents permettant de démontrer que le décalage de la levée des préalables n'a pas d'impact sur la qualité des pièces montées et donc sur la sûreté des installations.
## C. Observations
C.1 Signatures électroniques Sur plusieurs documents, des erreurs apparaissaient sur les signatures électroniques. Il est important de vérifier que ce mode de signature est opérationnel et que chaque signature ne présente pas d'anomalie.
C.2 Clapets coupe-feux Lors de l'inspection, un des écarts ingénierie observés concernait l'absence de tirage manuel pour les clapets coupe-feu, remplacés par un système de boîtier commande autonome avec une batterie propre, cela pour répondre aux exigences de tenue au séisme de ces clapets coupe-feu. L'écart en question concerne donc la différence entre ces clapets et ceux référencés dans les standards de construction du site. Si les inspecteurs comprennent la nécessité de tenir compte de cette différence pour la bonne tenue de l'exploitation, ils s'interrogent sur la présence de cette information dans les écarts ingénieries.
Vous voudrez bien me faire part, sous un mois**, des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division Signé par, Adrien MANCHON |
INSSN-OLS-2022-0760 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-018157 Monsieur le Directeur du Centre ParisSaclay Commissariat à l'Energie Atomique et aux énergies **alternatives**
Etablissement de Saclay 91191 GIF SUR YVETTE Cedex Orléans, le 7 avril 2022 Objet : Contrôle des transports de substances radioactives Site CEA de Saclay Inspection n° INSSN-OLS-2022-0760 du 30 mars 2022 Réf. : Code de l'environnement, notamment ses articles L.592-19 et suivants et L.596-1 et L.557-46 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des transports de substances radioactives, une inspection a eu lieu sur ce thème le 30 mars 2022 au site CEA de Saclay. Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet portait sur le respect de la réglementation et des dispositions du référentiel interne, applicables aux installations nucléaires de base du site CEA de Saclay, pour les opérations de transport interne ainsi que les expéditions de colis sur la voie publique. Lors de cette opération de contrôle et après un point d'actualité générale, les inspecteurs ont examiné l'organisation des transports de substances radioactives au sein du site CEA de Saclay. Les inspecteurs ont pu consulter plusieurs dossiers d'expédition demandés en début d'inspection. Ils ont par ailleurs abordé la gestion des écarts, la formation du personnel et fait le point sur les dispositions prises par le centre concernant la surveillance des prestataires et le suivi des emballages.
Il ressort de cette inspection que le bureau des transports assure un rôle central et fournit un travail de qualité sur ces sujets malgré une charge de travail en augmentation. Au vu des contrôles réalisés, les inspecteurs considèrent que l'organisation mise en place pour réaliser les transports de substances radioactives est satisfaisante et permet une gestion des transports de substances radioactives conforme aux enjeux de sûreté. Les inspecteurs ont par ailleurs noté plusieurs points positifs concernant la réalisation d'une réunion annuelle des correspondants transports des installations permettant notamment d'échanger sur le retour d'expérience tiré des écarts, la réalisation de transports de sources de Sr90 au sein de l'INB n°72 conforme aux dispositions de l'agrément utilisé et une complétude globale des dossiers consultés. La gestion des écarts et notamment le suivi des écarts détectés lors des contrôles de conformité réglementaire des transports sur voie publique ont connu une amélioration depuis la précédente inspection. Néanmoins, les demandes d'informations complémentaires et observations mentionnées ci-après sont formulées. Un positionnement du CEA sur la mise en œuvre régulière d'exercice de crise « transport » est notamment attendu.
A. DEMANDES D'ACTIONS C**ORRECTIVES**
Sans objet
## B. Demandes De Complements D'Information Exercices De Crise Tsr
Dans son rapport annuel pour l'année 2020, votre conseiller à la sécurité des transports classe 7 (CST 7) relevait le faible nombre de mises en situation organisées sur le site de Saclay pour tester les dispositions à mettre en place en cas de crise liée au transport de substances radioactives. Les inspecteurs ont constaté qu'aucun exercice de crise « TSR » n'a été organisé en 2021 ou en début d'année 2022. Le dernier exercice de ce type date de mai 2019. Demande B1 : je vous demande de réfléchir à l'opportunité de mettre en place dans votre référentiel applicable une périodicité de réalisation des exercices de crise **TSR. Vous préciserez la décision prise** sur ce sujet et, le cas échéant, la période envisagée pour la réalisation du prochain exercice.
Rapport du conseiller à la sécurité des transports classe 7 Demande B2 : je vous demande de me transmettre le rapport 2021 du CST 7.
## C. Observations
C1 : vous avez indiqué aux inspecteurs que la rédaction et validation du Plan Qualité « Transports des Matières Radioactives » des Bureaux Transports (BT) des sites de Saclay et Fontenay-aux-Roses étaient une priorité pour décliner et préciser, aux travers des pratiques locales, les dispositions prévues par le Plan Qualité « Transports des Matières Radioactives » du DTEL/SOMT (Document DES-DTEL-SOMT-
PM 001 Ind. A). Les inspecteurs partagent cet avis. Vous avez indiqué que la validation de ce document était envisagée au plus tard pour le 31 mars 2023. C2 : conformément au Plan Qualité « Transports des Matières Radioactives » du DTEL/SOMT, la consultation du Bureau Transport lors du processus d'autorisation (initiale ou de renouvellement) d'une unité autorisée à organiser des transports (UAOT) est obligatoire. Les inspecteurs vous rappellent l'importance de cet avis technique et ont bien noté que le CST 7 veille à la consultation systématique du BT dans ce cadre.
C3 : l'utilisation de l'application PILOTE, devenue un outil national avec la réorganisation de 2020, fait l'objet de discussion en interne du CEA. Certaines UOAT dont le SPRE ne l'utilisent pas actuellement. C4 : les inspecteurs ont constaté que le tableau de suivi des formations « transport » tenu par le BT de Saclay n'est pas à jour pour certaines formations non-obligatoires pour être correspondant transport d'installation (CTI). Malgré cette mise à jour nécessaire, les inspecteurs considèrent que la mise en place de ce tableau de suivi est une bonne pratique.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division d'Orléans Signé par : Olivier GREINER |
INSSN-BDX-2022-0013 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2022-018051 Monsieur le directeur du CNPE du Blayais BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE
Bordeaux, le 15 avril 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
CNPE du Blayais : **Visite de chantiers ASR38 BLA2**
N° dossier : Inspection inopinée n° INSSN-BDX-2022-0013 **du 29/03/2022** 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 références, une inspection inopinée a eu lieu le 29/03/2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais sur le thème « inspection de chantiers».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
Le réacteur 2 du CNPE du Blayais a été arrêté le 12 mars 2022 pour maintenance et rechargement en combustible. Une inspection de chantiers inopinée s'est déroulée le 29 mars 2022, au cours de laquelle les inspecteurs se sont notamment rendus dans les locaux où se situent les équipements suivants :
- **chaines de mesures de la radioactivité : 2 KRT 002 MA, 2 KRT 003 MA et 2 KRT 004 MA ;**
- **armoires de pilotage (2 RCP 019 AR et 2 RCP 020 AR) des soupapes SEBIM situées sur le**
circuit primaire principal ;
- soupape SEBIM (2 RCP 022 VP) située sur le circuit primaire principal ; - **armoire de pilotage (2 RCV 201 VP) d'une soupape SEBIM située sur le circuit de contrôle**
volumétrique et chimique ;
- **vanne du système de traitement et réfrigération des piscines (2 PTR 022 VB) ;**
- **motopompes du circuit d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (2 ASG 001 PO**
et 2 ASG 002 PO) ;
- **groupe diesel de secours 2 LHQ.**
Les inspecteurs ont effectué la majeure partie de l'inspection sur le terrain : en zone contrôlée le matin et hors zone contrôlée l'après-midi. A l'issue de cette inspection, les inspecteurs considèrent que la prise en compte des problématiques rencontrées par vos services est globalement satisfaisante. Les inspecteurs n'ont pas mis en évidence de sujet susceptible de remettre en cause l'autorisation de divergence du réacteur 2, à l'issue de son arrêt pour maintenance et rechargement en combustible. Des actions sont toutefois attendues de votre part, en lien avec vos services centraux, concernant le traitement de deux plans d'actions (n° 221544 et n°215599) relatifs d'une part, à des anomalies constatées sur la charpente du bâtiment réacteur et d'autre part, à des expertises devant être menées sur des pièces déposées d'un robinet du circuit de réfrigération intermédiaire.
Enfin, les inspecteurs déplorent avoir constaté durant l'inspection, le franchissement d'un balisage sécurité par un agent. Cependant, ils notent avec satisfaction la réactivité du site pour ouvrir l'analyse de l'événement.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Anomalies relevées sur la charpente métallique du Bâtiment Réacteur 2 (BR 2) - Plan d'actions n° 221544 Lors d'une visite de maintenance réalisée en avril 2021 au titre du PBMP (Programme de Base de Maintenance Préventive), des anomalies ont été relevées sur la charpente métallique du BR 2. Les inspecteurs ont consulté l'Analyse de Nocivité (ADN 2R09/21) qui caractérise les différentes anomalies relevées. Dans cette analyse, réalisée par vos services à l'échelon local, vous précisez, pour chacune d'elles, les périodes d'intervention prévues pour les résorber.
A.1 : L'ASN vous demande de faire valider, auprès de vos services centraux, les échéances que vous vous êtes fixées pour résorber l'ensemble des anomalies relevées sur la charpente métallique du BR 2 (cf. PA 221544). En cas de modification du planning présenté aux inspecteurs, vous l'en informerez.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Vanne du système de réfrigération intermédiaire 2 RRI 242 VN - Plan d'actions n° 215599 Lors de la réalisation d'un essai périodique au cours de l'arrêt du réacteur pour maintenance et rechargement en combustible en 2021, le temps de manœuvre de la vanne motorisée a dérivé jusqu'à ce que les intervenants constatent un refus de manœuvre. Le dispositif anti-dériveur de la commande manuelle sur servomoteur est incriminé. Le servomoteur a été remplacé lors de l'arrêt de 2021. L'origine du constat n'étant pas certain, vous avez sollicité votre fournisseur pour effectuer des expertises complémentaires. Dans l'attente des conclusions, le constat a été soldé. Le jour de l'inspection, vos représentants n'avaient pas d'information complémentaire à transmettre aux inspecteurs concernant les conclusions de l'expertise de votre fournisseur. Les inspecteurs ont alors rappelé que l'aléa rencontré sur le robinet 2 RRI 242 VN est potentiellement générique. Il en résulte la nécessité d'avoir un retour rapide de leur part.
B.1 : L'ASN vous demande de lui transmettre les conclusions de l'expertise menée par votre fournisseur sur le servomoteur du robinet 2 RRI 242 VN. Vous lui indiquerez les éventuelles mesures correctives qui seront prises à la suite de cette analyse.
## Franchissement D'Un Balisage Sécurité - Vanne Du Système De Traitement Et Réfrigération Des Piscines (2 Ptr 022 Vb)
Lorsque les inspecteurs ont voulu se rendre sur le chantier de la vanne 2 PTR 022 VB, ils ont constaté la présence d'un balisage sécurité mentionnant un risque de chute en hauteur et imposant le port du harnais pour y remédier. L'affiche précisait d'appeler le service qualité et prévention des risques
(QSPR) pour toute intervention. Au même moment, l'inspecteur a vu un agent de la conduite ne pas prendre en compte l'affichage, ne pas alerter le QSPR et intervenir dans la zone sans harnais. L'agent a été alerté immédiatement sur le fait de travailler sans le port du harnais dans la zone où cette protection était requise. Il a répondu qu'il n'y avait pas de danger et a poursuivi son activité.
Ce constat a été formulé par les inspecteurs en clôture d'inspection. Par la suite, le vendredi 1er **avril**
2022, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'un recueil des faits a été effectué par le service Conduite et qu'une analyse a été menée par le QSPR. L'ingénierie Prévention des risques a conclu que cette situation était redevable d'un écart à la règle vitale pour non-respect d'un balisage et d'un affichage et, absence de protection vis-à-vis d'un risque identifié par le QSPR.
B.2 : L'ASN vous demande de lui transmettre l'analyse qui sera effectuée (ou complétée) avec l'aide du CFH (correspondant facteurs humains). Vous lui préciserez les actions engagées ou prévues.
## Groupe Diesel De Secours 2 Lhq
Lors de l'essai périodique incendie, joué pendant l'arrêt en cours (ASR 38 BLA2), des pancartes ont été installées au niveau des commandes à distance « vannes police » pour indiquer, en cas d'incendie dans le local du groupe diesel de secours 2 LHQ, qu'il fallait « *utiliser le chariot mousse à poste fixe* ».
Le jour de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que les pancartes n'avaient pas été déposées alors que l'essai incendie était terminé.
Les inspecteurs se sont également rendus à proximité du chariot mousse sur lequel une pancarte indiquait « *Mise à disposition pour chantier 2 LHP* ».
B.3 : L'ASN vous demande de lui expliquer les raisons pour lesquelles les pancartes relatives aux mesures compensatoires, en cas d'incendie sur le groupe diesel de secours 2 LHQ, n'ont pas été retirées alors que l'essai périodique incendie était terminé. En outre, vous lui indiquerez pourquoi la pancarte fixée sur chariot mousse à poste fixe fait référence uniquement à l'équipement 2 LHP. Vous lui transmetterez les conclusions de votre analyse.
Les inspecteurs ont constaté la présence d'une pompe de relevage dans la rétention 2 HD 2422 PS pour envoyer d'éventuels effluents vers une cuve « IBC », située à proximité immédiate du moteur diesel 2 LHQ. A noter que le jour de l'inspection, la cuve IBC et la fosse étaient vides. Vos représentants ont expliqué que, lorsque les essais périodiques incendie étaient réalisés, des effluents pouvaient se retrouver dans la fosse 2 HD 2422 PS, en plus ou moins grande quantité. L'installation de la pompe de relevage est donc une mesure compensatoire à cette anomalie également rencontrée sur le réacteur 1 mais dans des proportions moindres. Les inspecteurs ont noté que l'écart était en cours de traitement par le site (modifications de génie civil). Toutefois, il n'est à ce jour pas soldé.
B.4 : L'ASN vous demande de lui transmettre, la caractérisation de l'écart relatif à la présence d'effluents dans la rétention 2 HD 2422 PS. Vous lui ferez part des mesures correctives, curatives et préventives qui seront prises, sur les deux réacteurs, pour remédier à cette situation de manière définitive.
Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé, au niveau du cylindre B1 du moteur diésel, la présence d'une tuyauterie en contact avec le câble de la sonde de température 2 LHQ 223 LT.
B.5 : L'ASN vous demande de vous positionner sur les conséquences potentielles de l'interaction entre la tuyauterie et le câble de la sonde de température 2 LHQ 22 LT, situées au niveau du cylindre B1 du groupe diesel de secours 2 LHQ.
## C. Observations Constats Faits Par Les Inspecteurs Mais Résorbés Par Le Site Depuis L'Inspection
C.1 : L'embout du Robinet Incendie Armé (RIA : 2 JPI096 VE) pouvait être agresseur compte-tenu du fait qu'il n'était pas enroulé correctement. C.2 : Au droit d'une armoire (2 RCP 104 AR), des fiches d'entreposage sont présentes malgré l'absence d'entreposages. C.3 : Dans le local R888, du calorifuge était entreposé sans fiche d'entreposage. C.4 : En Salle des Machines à 0 m, une grosse tuyauterie (cuve ACO) était entreposée avec la date d'entreposage dépassée sur la fiche d'entreposage.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux signé Bertrand FREMAUX |
INSSN-STR-2022-0815 | Référence courrier :
CODEP-STR-2022-021434 Madame la directrice du centre nucléaire de production d'électricité de Fessenheim BP n°15 68740 FESSENHEIM Strasbourg, le 22 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Thème : Maintenance et suivi chantiers N° dossier : INSSN-STR-2022-0815 Réf : [1] Référentiel managérial « incendie prévention » D455020001973 Madame la directrice, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 1er **avril 2022 au centre nucléaire**
de production d'électricité de Fessenheim sur le thème « Maintenance et suivi de chantier». 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 1er **avril 2022 portait sur le thème de la maintenance, en particulier sous l'angle de**
l'organisation générale, de la maintenance préventive et du suivi des chantiers en cours.
L'objectif de l'inspection était de contrôler que, dans le cadre de la réduction des activités suite à l'arrêt des réacteurs :
- **l'organisation en place relative à la maintenance satisfaisait aux exigences d'objectifs et de suivi**
définis par votre programme de maintenance ;
- **les chantiers en cours faisaient l'objet d'un suivi et d'une surveillance en particulier sur le**
chantier d'installation de l'unité de décontamination des circuits, le chantier d'augmentation des capacités d'entreposage des résines (TES) et le chantier de dépose des coudes du système d'injection de sécurité (RIS).
Sur ce dernier point les inspecteurs ont aussi examiné la conformité des dossiers de transport interne et externe du coude RIS déposé.
Cette inspection inopinée a permis de confirmer le maintien d'un suivi régulier avec un haut niveau d'exigences dans le domaine de la maintenance.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Chantier d'installation de l'unité de décontamination des circuits Les inspecteurs se sont rendus sur le chantier d'installation de l'unité de décontamination des circuits, dans le local W138 du réacteur 1. Ils ont constaté l'exiguïté de l'environnement qui impacte les conditions d'intervention. En particulier les inspecteurs ont relevé :
- **Le saut de zone est scindé en deux avec la servante mettant à disposition des équipements de**
protection individuelle au niveau inférieur et le contrôle au détecteur de contamination « MIP 10 » au niveau supérieur, situation qui apparait peu adaptée.
- **Ce dernier détecteur n'était pas opérationnel (pas d'alimentation).**
Demande n°A.1-a : *Je vous demande de vous assurer de la disponibilité du MIP 10.* Demande n°A.1-b : Je vous demande de veiller à ce que les conditions de protection radioprotection soient les plus adaptées et les plus optimisées possibles. Votre référentiel « incendie prévention » [1] prévoit :
« Ronde de surveillance : Le CNPE : - assure une surveillance permanente sur la zone pendant la phase active du chantier, sous la responsabilité du chef de chantier, - réalise une ronde de surveillance après le dernier travail par point chaud en cas d'absence du personnel. La réalisation de cette ronde est tracée, ….» Dans le cas de ce chantier, le 31 mars 2022, la remise en service de la détection incendie en salle de commande a été demandée à 17h58 correspondant à la fin du chantier et au départ du chargé de travaux. La tournée des chantiers par point chaud de fin de journée a été réalisée pour ce chantier à 17h selon le relevé remis aux inspecteurs. Aucune autre tournée de surveillance n'a été présentée. Demande n°A.2 : Je vous demande de vous assurer comme le prévoit votre référentiel managérial cité cidessus, qu'une ronde de surveillance des chantiers avec travaux par points chaud est bien réalisée après la fin de ces chantiers.
## B. Compléments D'Information
Pas de demande de complément d'information. C. Observations Pas d'observation. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois des remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous prie d'agréer, Madame la directrice, l'assurance de ma parfaite considération.
La cheffe de la division de Strasbourg Signé par Camille PERIER |
INSSN-OLS-2022-0668 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-022973 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Saint-Laurent-desEaux CS 60042 41220 SAINT-LAURENT-NOUAN
Orléans, le 6 mai 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux - INB n° 100 Lettre de suite de l'inspection du 25.03.2022 sur le thème de « Comptabilisation des situations / zones de mélange »
N° dossier : Inspection n° INSSN-OLS-2022-0668 du 25 03 2022 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V et L 593-33
[3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[4] Arrêté du 10 novembre 1999 modifié relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux
[5] Disposition transitoire d'EDF référencée DT106 et relative à la fatigue thermique des zones de mélange
[6] Note technique EDF D4507071252 Règles de suivi en fonctionnement des zones sensibles soumises à phénomènes thermohydrauliques locaux REP 900
[7] Note EDF D4507020267 Règles de comptabilisation des situations du CPP et des CSP pour les tranches du palier REP 900 MWe
[8] Note technique du CNPE n°6224 Liste des AIP du CNPE de Saint-Laurent des Eaux
[9] Procédure du CNPE référencée n°0167 Comptabiliser les situations de la chaudière nucléaire
[10] Note de management du CNPE n°0176 Organisation de la section Essais du service ECE [11] Note technique du CNPE n°3838 Modalités de délivrance des habilitations et qualifications à la section Essais
[12] Gamme d'essai périodiques du CNPE n°99005 Comptabilisation des situations
[13] Gamme d'essai périodiques du CNPE n°590342 Suivi en fonctionnement des zones sensibles soumises à des phénomènes thermodydrauliques locaux REP 900
[14] PBMP tuyauteries des circuits secondaires principaux des tranches 900 MWe du palier CPY
PB 900 - AM 450 - 03 indice 5 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB), une inspection a eu lieu le 25 mars 2022 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Saint-Laurent-des-Eaux sur le thème
« comptabilisation des situations » appliquée aux zones de mélange. Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
Cette inspection s'inscrit dans le cadre de la surveillance des activités de suivi en service des circuits primaire (CPP) et secondaires principaux (CSP) en application de l'arrêté en référence [4]. Son objectif était de vérifier par sondage la bonne organisation relative à la comptabilisation des situations sur les deux tranches en exploitation du CNPE de Saint-Laurent des Eaux. L'inspection a été planifiée à la suite de la découverte pour le pallier 1300 MWe d'un problème de suivi de la comptabilisation des situations sur une zone de mélange. Cette situation a conduit à s'interroger sur la rigueur du suivi des seuils associés aux zones de mélange et sur les organisations mises en place par les CNPE pour assurer ce suivi. L'inspection s'est de fait focalisée sur les « zones de mélange » du système de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA) et la connexion entre les circuits d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) et d'alimentation normale des générateurs de vapeur (ARE)
qui sont susceptibles de subir du faïençage et de la fatigue thermique.
Les inspecteurs ont d'abord examiné l'organisation du CNPE concernant la comptabilisation des situations et en particulier les phases de fonctionnement susceptibles d'impacter les zones de mélanges. Cette démarche a englobé l'habilitation des agents en charge de la comptabilisation des situations. Ils ont ensuite contrôlé les consignes générales d'exploitation renseignées lors de la mise à l'arrêt et lors du redémarrage du réacteur n°2 (cycle 35). Des bilans annuels des situations pour les zones de mélange ont également été consultés (sur les années 2018, 2020 et 2021) ainsi que, des fiches journalières d'identification desdites situations. Des qualifications d'agents ayant procédé aux examens non destructifs (END) des matériels imposés dans le cadre du suivi des zones de mélange ainsi que plusieurs rapports de ces END ont été vérifiés. Enfin, les inspecteurs ont étudié les suites données à l'audit de votre filière indépendante de sûreté réalisé en 2018. Cette inspection n'a pas mis en évidence d'écart majeur dans le cadre des contrôles par sondage réalisés. Les inspecteurs ont souligné l'implication du CNPE afin d'assurer le bon accès aux documents, enregistrements et modes de preuves demandés en inspection.
Néanmoins vous trouverez ci-dessous des demandes complémentaires de ma part concernant les règles d'organisation du service en charge des essais, que ce soit au titre des habilitations des agents intervenant sur les comptabilisations des situations et sur le suivi des zones de mélange que concernant les effectifs même de ce service affectés à cette tâche.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Limitation du temps de fonctionnement du RRA (DT 106 *[5])* L'article 7 de l'arrêté [4] précise que :
« I. - L'exploitant veille à ce que les conditions d'exploitation de l'appareil restent en permanence compatibles avec les justifications techniques apportées concernant sa résistance. Il fait les essais et établit les consignes nécessaires à cet effet.
II. - L'exploitant dispose d'un système documentaire permettant de connaître aisément, avec leur date, les constatations susceptibles d'intéresser le maintien de l'intégrité des appareils notamment :
- (…) - *la comptabilisation des situations sur le circuit primaire principal et dans les zones du circuit secondaire* principal soumises à d'importantes sollicitations cycliques. La DT106 [5] ainsi que les consignes d'exploitation qui la déclinent répondent aux exigences de l'article 7 de l'arrêté [4] en fixant notamment aux CNPE des objectifs en termes de limitation de fonctionnement du circuit RRA lorsque la température du fluide primaire est supérieure à 90°C. S'agissant de recommandation, elle précise également les modes de conduites qui permettent d'atteindre ces objectifs (tout en permettant leur adaptation) de manière à contribuer à la réduction des durées globales d'arrêt de tranche.
L'analyse du bilan des arrêts et redémarrage des 3 dernières années montre des dépassements réguliers des objectifs fixés en la matière pour un réacteur du palier 900 MWe. Ces dépassements ne sont pas analysés et les agents de conduite n'y sont pas sensibilisés afin que le retour d'expérience permette d'optimiser le temps de fonctionnement du RRA à plus de 90°C et ainsi veiller à ce que les conditions d'exploitation de l'appareil restent en permanence compatibles avec les justifications techniques apportées concernant sa résistance.
Demande A1 : je vous demande d'analyser les arrêts et redémarrages des 3 dernières années révélant un dépassement des lignes directrices de fonctionnement du RRA (voire du PLCH) à plus de 90°C, pour le palier 900 MWe, fixées par l'annexe 1 de la DT106 **[5].** Sur la base de cette analyse vous me préciserez, les dispositions (analyse des causes des dépassements, sensibilisation des agents de conduite à la DT106 [5] et au REX, …) qui seront prises pour limiter ce temps de fonctionnement lors des arrêts ou des redémarrages de réacteurs **et pour** pérenniser cette démarche. Formation, compétence et habilitation des agents intervenant au titre de la comptabilisation des situations et du suivi des zones de mélange L'article 2.4.1 de l'arrêté [3] précise 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. 5931 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 L'article 2.5.5 de l'arrêté [3] prévoit 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. 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. » Le personnel en charge de réaliser la comptabilisation des situations doit être habilité SN2 conformément à la note n°6224 [8] et à la note n°0167 [9] du CNPE. La note n°3838 [11] du CNPE définit les attendus pour cette habilitation. Le CNPE a transmis le bilan de formation et de qualification des techniciens de la section « essais ». Ces personnels disposent bien de cette habilitation. Cependant, le plan de formation pour les techniciens de la section « essais » (prévu par la note n°3838 [11]) fixe le parcours pour acquérir les compétences nécessaires pour exercer les missions de la section. Il prévoit spécifiquement pour la comptabilisation des situations 2 modules de formation : APCNVA6870 et AAPRNSI010. Les inspecteurs ont constaté que le deuxième module AAPRNSI010 n'a pas été suivi par les techniciens en charge de la comptabilisation des situations.
Par ailleurs, il apparait qu'un personnel a été habilité SN2 sans avoir suivi à date, le module de formation APCNVA6870 (inscription à la formation d'avril 2020 pour une habilitation SN2 le 20 janvier2020).
Demande A2 : je vous demande de tenir compte du cycle de formation spécifique à la comptabilisation des situations figurant dans la note n°3838 [11]**et de me justifier l'articulation** entre plan de formation des techniciens de la section Essais prévu par la note n°3838[11] **et la** délivrance de l'habilitation SN2 pour traiter la comptabilisation des situations prévue elle aussi par la note n°3838 [11].
## B. Demandes De Complements D'Information
Activité importante pour la protection (AIP)
L'article 2.5.2 de l'arrêté [3] prévoit que « I. - L'exploitant identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour.
II. - *Les activités importantes pour la protection sont réalisées selon des modalités et avec des moyens permettant* de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori. L'organisation mise en œuvre prévoit notamment des actions préventives et correctives adaptées aux activités, afin de traiter les éventuels écarts identifiés. » La comptabilisation des situations du CPP et du CSP est classée AIP dans la note technique n°6224 [8]
du CNPE.
La procédure n°0167 [9] du CNPE encadre la comptabilisation des situations de la chaudière nucléaire sur le CNPE. Pour cela, elle s'appuie pour le dépouillement sur la gamme d'essai périodique n°99005
[12] du CNPE. Cette gamme précise que le cas des zones de mélange est traité spécifiquement par la gamme d'essai périodique n°590342 [13] du CNPE. Cette dernière décline, en fait, les paragraphes de la DT106 [5] et de la note D4507071252 [6] des services centraux d'EDF qui en découle. Demande B1 : je vous demande de justifier le non classement AIP de la procédure n°0167 [9] et par continuité le cas échéant de préciser le statut des 2 gammes d'essai n°99005 [12] et n°590342 **[13].** Vous voudrez bien noter que les gammes d'essai périodique n°99005 [12] et n°590342 **[13]** nécessitent d'être mises à jour. Par exemple, elles font mention de l'application informatique ORLI
qui a été remplacée par NOVA.
Retard d'analyse des situations à risques *et effectifs au sein de la section Essais en charge du suivi des zones de* mélange et de la comptabilisation des situations à risques L'article 2.4.1 de l'arrêté [4] précise 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. 5931 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. » L'article 7 de l'arrêté [3] précise que : « I. - L'exploitant veille à ce que les conditions d'exploitation de l'appareil restent en permanence compatibles avec les justifications techniques apportées concernant sa résistance. Il fait les essais et établit les consignes nécessaires à cet effet. II. - L'exploitant dispose d'un système documentaire permettant de connaître aisément, avec leur date, les constatations susceptibles d'intéresser le maintien de l'intégrité des appareils (…) » La consultation par sondage de fiches journalières d'analyse de zones de mélange a mis en évidence des cas de délais importants de traitement, que ce soit en terme de rédaction ou de contrôle (exemples :
fiche RRA SLB1 de la journée du 02/07/2020 rédigée le 05/03/2021 et contrôlée le 16/07/2021, fiche RRA SLB2 du 22/05/2021 rédigée le 27/10/2021 et contrôlée le 14/03/2022).
Au regard des exigences de la réglementation concernant, notamment, le suivi du circuit primaire principal des réacteurs, ces délais ne sont pas adaptés aux enjeux. De tels délais interrogent sur le dimensionnement des équipes d'agents affectés à cette tâche.
## Demande B2 : Je Vous Demande :
de m'informer des dispositions organisationnelles complémentaires que vous allez mettre en place pour effectuer le suivi des situations à risques sans générer de retard préjudiciable à la bonne connaissance des circuits concernés ;
de préciser le délai maximal (rédaction et contrôle) dans votre procédure pour instruire une fiche journalière de comptabilisation des situations ;
dans ce cadre, d'évaluer le dimensionnement des unités d'œuvre affectées à cette tâche compte tenu des retards de traitement et d'analyse perceptibles au travers des fiches consultées par sondage.
## Applications Compta Des Situs Et Nova
L'article 2.5.3 de l'arrêté [3] précise : « *Chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle* technique, assurant que : - *l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour les* éléments importants pour la protection concernés ;
- *les actions correctives et préventives appropriées ont été définies et mises en œuvre.* Les personnes réalisant le contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accomplie. »
Le CNPE utilise l'application de comptabilisation des situations mise à disposition par les services centraux d'EDF. Cette application est uniquement utilisée comme application de reporting, le module AOD (outil d'aide à la détection) n'étant pas exploité par le CNPE.
De fait, l'analyse des données est réalisée par les agents en s'appuyant sur une autre application, NOVA. La procédure n°0167 [9] du CNPE précise que les paramètres physiques nécessaires à la détection des situations sont regroupés sur un enregistreur spécialisé et sur lequel les signaux des capteurs mentionnés en annexe 23 de cette procédure sont raccordés. Certains signaux sont nécessaires pour réaliser la détection des situations, d'autres pour permettre l'identification et l'affectation. Le paramétrage de l'application NOVA, quant à lui, doit garantir la bonne prise en compte des conditions de survenue des différents transitoires afin d'assurer par les agents une comptabilisation représentative du niveau de fatigue thermique subie par chacun des tronçons impactés. La problématique identifiée sur le palier 1300 MWe à l'origine de la campagne d'inspection 2022 sur le thème de comptabilisation des situations et un constat réalisé pour le RRA lors de l'inspection du CNPE de Belleville en mars 2022 mettent en évidence la sensibilité de ces étapes. Il est à souligner que l'annexe 2 de la note D4507020267 [7] des services centraux d'EDF stipule que la baie de comptabilisation doit faire l'objet des mêmes exigences de vérification (étalonnage, calibrage, contrôle) que les enregistreurs ou chaînes de mesures EIPS.
Demande B3 : je vous demande de réaliser, ou le cas échéant me confirmer sa réalisation, une opération de contrôle technique de ces deux étapes pour s'affranchir de l'absence de perte de données lors du transfert vers NOVA et lors de l'utilisation de NOVA. Cette opération de contrôle technique devra notamment se nourrir du **retour d'expérience RRA de Belleville dès qu'il sera** disponible.
## Zone De Mélange Du Piquage Asg/Are
PBMP [14] et note technique D4507071252 [6]
Pour la zone de mélange du piquage ASG/ARE, depuis la mise en service des 2 tranches, vous avez dépassé la durée d'étude pour 40 années d'exploitation. Vous avez de fait mis en place un suivi au regard de la nouvelle durée d'étude pour 10 ans conformément à la note technique D4507071252 [6] de vos services centraux et vous avez réalisé des END lors des arrêts 2021 des 2 tranches du CNPE. Compte tenu d'un changement de système informatique, vous n'avez été en mesure de présenter que partiellement les END réalisés. Demande B4 : je vous demande de me transmettre, pour les deux tranches, la synthèse exhaustive des END réalisés et de leurs résultats tels que prévus par la note D4507071252 [6] et décliné par le PBMP [14] (et sa FA n°1) **(sous forme de tableau : date de l'END, tranche, n° de boucle, repère,**
résultat) au titre du dépassement de la durée d'étude 10 ans relative à un écart de température de 120°C. Le PBMP [14] mentionne une anticipation des contrôles prévus en VCR.
## Contrôle Technique D'Une Aip
L'article 2.5.3 de l'arrêté [3] 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 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 accompli. » L'organisation du CNPE pour la comptabilisation des situations est précisée dans la procédure du CNPE n°0167 [9]. Cette procédure mérite des précisions au regard du statut AIP de l'activité de comptabilisation des situations. Elle emploie par exemple au paragraphe 7.6 l'expression « un contrôleur contrôle » sans précision ; ce qui crée un flou avec le contrôle technique attendu au titre de l'AIP. De même, le paragraphe 9 mentionne « les agents responsables de l'activité ». Ce paragraphe mériterait d'être plus précis et d'expliciter l'attendu en matière d'habilitation pour chaque niveau d'intervention mentionné dans la procédure (rédacteur, contrôleur technique, …). Les inspecteurs ont par ailleurs remarqué que l'activité de comptabilisation de situations est mentionnée dans les activités à suivre et à contrôler en introduction de la lettre de mission du pôle HMI Performances figurant en annexe de la note de management n° 0167 [10]. Néanmoins, cette activité, bien qu'une AIP, n'apparait plus ensuite explicitement dans les activités jugées principales pour le pôle dans cette lettre de mission. Demande B5 : je vous de demande de mettre à jour votre note n°0167 [9] et votre procédure n°0176 [10] au regard des prescriptions de l'arrêté [3] en matière d'AIP **pour cette dernière.**
## Vérification Par Sondage De Rapports De Synthèse D'End
Les inspecteurs ont relevé dans certaines synthèses d'END que l'objectif de dosimétrie des interventions était surestimé (avec parfois un facteur 10 entre l'objectif et la dosimétrie réelle : cas du DRT n°03862013-04). Une telle pratique va à l'encontre de la protection des intervenants. Demande B6 : je vous demande d'être vigilent sur cette problématique et d'ajuster au mieux l'objectif de dosimétrie des interventions.
## Chaine De Décision Pour Le Déclenchement D'Un End De La Comptabilisation Des Situations
Les inspecteurs ont voulu s'assurer qu'un END à déclencher dans le cadre de la comptabilisation des situations soit bien réalisé comme prévu par la DT106 [5] ou la note D4507071252 [6]. Ce sujet n'a pu être approfondi le jour de l'inspection. Il est à noter que cette problématique avait également été soulevée par votre filière indépendante de sûreté (FIS) dans le cadre de son audit de 2018. Vous avez indiqué après l'inspection, à la demande des inspecteurs, que votre organisation repose sur les échanges d'informations entre la section essais et les ingénieurs S2IP qui sont ensuite chargés de solliciter la section SMC/Méthodes pour programmer l'END à réaliser lors de l'arrêt de tranche qui suivra un dépassement de seuil. Vous avez, par ailleurs, transmis votre note NT4997 qui décrit le traitement spécifique des situations transitoires potentiellement de 3ème catégorie. Les inspecteurs n'ont néanmoins pas pu rattacher cette note avec la question posée.
Demande B7 : c**ompte tenu du nombre d'acteurs impliqués et du déclenchement de ce type d'END** sur dépassement de seuil qui peuvent induire un risque de non réalisation, je vous demande de préciser vos procédures afin de matérialiser et de sécuriser la mise en œuvre d'un END dès lors qu'un seuil de déclenchement est dépassé. Les prescriptions de la DT106 [5] et de la note D4507071252 [6] **doivent en effet être clairement transposées afin d'assurer que l'END sera bien** réalisé à l'arrêt qui suit (tel que prévu dans l'esprit de la DT106 **[5]) et que sa réalisation ne puisse**
pas faire l'objet d'un arbitrage concluant à un report à un arrêt ultérieur. **Cette demande B7 est**
connexe à **la demande B8 qui suit.**
## Audit De La Filière Indépendante De Sûreté De 2018
Les inspecteurs ont consulté les conclusions du dernier audit de votre FIS relatif à la comptabilisation des situations. Celui-ci a eu lieu en 2018 et a produit deux recommandations (redéfinir le positionnement de l'activité et les interactions associées - stratégie de contrôle des zones de mélange ARE / ASG (déclenchement d'un END en fonction du temps de fonctionnement)). Vous avez fourni après l'inspection la liste des actions mises en œuvre en réponse à ces deux recommandations.
Les inspecteurs ont souligné que la FIS avait été alerte sur la sensibilité de l'activité de comptabilisation des situations et des zones de mélange. Demande B8 : je vous demande de matérialiser les suites données à ces deux recommandations dans vos procédures afin de garantir leur pérennité à long terme.
## C. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse C1 : Consigne Générale D'Exploitation (Cge)
L'analyse de la prise en compte des dispositions énoncées dans la DT106 [5] dans les CGE, vérifiée par sondage, s'est révélée satisfaisante. Je vous rappelle néanmoins que lorsqu'une CGE demande d'identifier et de consigner les temps de fonctionnement RRA, ces valeurs doivent être effectivement consignées dans ladite CGE.
## C2 : Vérification Par Sondage De Rapports De Synthèse D'End
Les inspecteurs ont noté que l'END réalisé sur 2 RRA 011 TY n'a pas fait l'objet d'un contrôle technique au regard du dossier consulté. Vous avez confirmé cette lacune post-inspection et vous avez indiqué avoir ouvert un constat. Les inspecteurs se sont également interrogés sur la profondeur des contrôles techniques opérés par vos prestataires qui opèrent sous leur propre système d'assurance qualité. Post-inspection, vous avez rappelé que les prestataires doivent suivre le guide EDF en la matière que vous leur soumettez et que celui-ci précise qu'un contrôle technique peut être un contrôle de terrain ou se limiter à un contrôle documentaire.
Il parait opportun d'approfondir cette problématique par exemple au travers des programmes de surveillance et d'encourager vos prestataires à réaliser des contrôles techniques de terrain afin de s'assurer que les gestes techniques sont réalisés comme prévus par les différents référentiels applicables. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, et selon les modalités d'envois figurant ci**-dessous**,
de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signée par : Christian RON |
INSSN-OLS-2022-0641 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-019475 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de Dampierre-enBurly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE
Orléans, le 15 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n°84 et 85 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0641 du 24 mars 2022 « Post-Fukushima + 10 ans»
Réf. : **[1]** Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision n° 2012-DC-0282 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 26 juin 2012 fixant à Electricité de France - Société Anonyme (EDF-SA) des prescriptions complémentaires applicables au site électronucléaires de Dampierre-en-Burly (Loiret) au vu des conclusions des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) des INB n°84 et 85
## 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 24 mars 2022 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « Post-Fukushima + 10 ans ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection visait à contrôler la mise en œuvre des prescriptions techniques issues des évaluations complémentaires de sûreté des installations d'EDF, demandées à la suite de l'accident survenu à la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi le 11 mars 2011. Ces prescriptions techniques (PT-ECS) ont été rendues applicables aux sites électronucléaires d'EDF par l'ensemble des décisions de l'ASN du 26 juin 2012, dont celle relative aux INB de Dampierre-en-Burly en référence [2]. Dans ce cadre, les inspecteurs ont réalisé, par sondage, un contrôle de la bonne intégration au sein du CNPE de Dampierre-en-Burly des dispositions organisationnelles et matérielles faisant suite à plusieurs PT-ECS dont les échéances de mise en œuvre étaient échues. Les inspecteurs ont ainsi contrôlé des gammes d'essai et de maintenance des moyens mobiles de production d'air et de pompage (telles que les pompes dénommées « SIDES »), de la source d'eau ultime provisoire, des groupes électrogènes dits GE-LLS et relatifs à la modification PNPP 1702 (dispositions visant à l'amélioration du système de préchauffage du filtre U5 de l'enceinte du bâtiment réacteur). Sur le terrain, ils se sont assurés de la présence et du bon état apparent de différents matériels en lien avec certaines PT-ECS. Les inspecteurs se sont également rendus au sein des locaux de la force d'action rapide du nucléaire (FARN) de Dampierre-en-Burly afin de contrôler notamment la disponibilité de certains matériels et l'organisation des équipes (gréement, formation, habilitation).
Au vu de cet examen par sondage, il ressort que la majorité des gammes d'essai examinées étaient conformes. Les inspecteurs sont en attente d'éléments permettant de justifier la conformité du test de mise en place à blanc sur l'installation des pompes « SIDES » et de la disponibilité des compresseurs mobiles. Les inspecteurs soulignent également que le programme de base de maintenance préventive des groupes électrogènes LLS concernant la protection incendie n'est à ce jour pas respecté par le site.
Sur le terrain, les inspecteurs ont constaté la présence et le bon état apparent des compresseurs mobiles. Les inspecteurs ont cependant relevé l'indisponibilité de l'ensemble des pompes dénommées « SIDES » ainsi que l'absence de l'ensemble des sondes radiamétriques du site le jour de l'inspection. Enfin, la visite des locaux de la FARN de Dampierre-en-Burly a permis de constater d'une manière générale une bonne organisation et une gestion des compétences des équipes satisfaisantes. La FARN de Dampierre-en-Burly rencontre cependant des difficultés de recrutement, une dizaine de postes étant actuellement vacants. Les inspecteurs notent également que le convoi dit échelon 1 n'était pas complet le jour de l'inspection du fait de l'indisponibilité de plusieurs équipements, sans que des délais de remise en conformité ne puisse être indiqué aux inspecteurs.
Au regard des enjeux associés aux PT-ECS, l'ASN attend la mise en œuvre, par EDF, d'actions fortes visant à garantir la disponibilité de l'ensemble des matériels requis, au sein du CNPE
comme au sein de la FARN
A. **Demandes d'actions correctives**
PT-ECS-1.4.b et PT-ECS-32 : Moyens mobiles de *production d'air et de pompage*
## Pompes « Sides » 0 Asg 701/702/703/704 Po
En réponse à la PT-ECS-1.4.b et PT-ECS-32 de la décision [2], des moyens mobiles de pompage ont été ajoutés aux Moyens Locaux de Crise (MLC), dont 4 pompes mobiles dénommées « pompes SIDES ». En cas d'accident, ces pompes permettent d'apporter de l'eau dans la bâche d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) et dans la piscine du bâtiment combustible via le système de Source d'Eau Ultime (SEU). Les inspecteurs ont contrôlé différentes gammes d'essais et de maintenance de ces pompes, prescrits par la note technique référencée D5140/NT/PUI/MDC.001 à l'indice r, déclinaison locale de la directive 115.
Concernant le test de mise en place à blanc sur l'installation, les inspecteurs ont constaté que pour les pompes référencées 0 ASG 703 PO et 0 ASG 704 PO, ces dernières ont été testées à l'aide du système SEU alors que la gamme de test est prévue pour l'utilisation du système SER (Distribution d'Eau Déminéralisée) et n'est donc pas adaptée. De plus, la conformité du montage pour la réalimentation de la piscine du bâtiment combustible des réacteurs n° 3 et n° 4 n'avait pas été vérifiée, contrairement aux prescriptions de la déclinaison locale de la directive 115.
- respecter les dispositions de la déclinaison locale de la directive 115 pour ce qui concerne les tests des pompes « **SIDES** » ;
- de vous positionner sur la conformité du test de mise en place à blanc sur **l'installation :**
o des pompes « SIDES » 0 ASG 703 PO et 0 ASG 704 PO **sur le système SEU** ; o des pompes « SIDES **» en l'absence de montage au niveau des piscines combustibles**
des réacteurs n° 3 et n° 4 ;
Par ailleurs, le jour de l'inspection, seules deux des quatre pompes SIDES étaient présentes sous la tente MLC. Un affichage local indiquait que ces deux pompes étaient indisponibles. Les deux autres pompes étaient en maintenance. De ce fait, au jour de l'inspection aucune des quatre pompes requises n'était disponible.
- indiquer les dispositions compensatoires prises par le site au vu de l'indi**sponibilité des 4** pompes SIDES le jour de l'inspection ;
- préciser **les raisons de ces indisponibilités et l'échéance de remise en conformité de ces** pompes ;
- vous positionner sur le caractère déclaratif de cette situation.
Je vous demande par ailleurs de retrouver la disponibilité des moyens SIDES dans les plus brefs délais (et en tout état de cause avant 3 mois).
## Compresseurs Mobiles Sar : 0 Sap 004/005/006/007 Co
En réponse à la PT-ECS-1.4.b et PT-ECS-32 de la décision [2], des moyens mobiles ultimes de production d'air comprimé, dénommés compresseurs mobiles SAR, ont été ajoutés aux installations. En cas d'accident, ces compresseurs mobiles permettent de réalimenter les électrovannes essentielles à la conduite du refroidissement d'un réacteur depuis la salle de commande. Les inspecteurs ont contrôlé différentes gammes d'essais et de maintenance de ces compresseurs, prescrits par la déclinaison locale de la directive 115.
Concernant la gamme d'essai relative aux caractéristiques des compresseurs mobiles en date du 26 juin 2019, les inspecteurs ont constaté que la pression de refoulement des compresseurs mobiles 0 SAP 004 CO et 0 SAP 007 CO étaient supérieure à la pression de 7 bars requise (respectivement 8 bars et 7,5 bars) sans qu'une analyse de l'impact de ces surpressions sur les électrovannes, équipements importants pour la protection des intérêts (EIP), susceptibles d'être concernées n'ait été effectuée. Concernant le test de mise en place à blanc du compresseur 0 SAP 005 CO réalisé le 19 décembre 2019, les inspecteurs ont constaté que plusieurs critères n'avaient pas été testés. Demande A3 **: je vous demande :** - de respecter les dispositions de la déclinaison locale de la directive **115 pour les** compresseurs **mobiles** ;
- de vous positionner sur la disponibilité des compresseurs 0 SAP 004 CO **et 0 SAP 007 CO** alors qu'un des critères d'essai relatifs à leurs caractéristiques **n'est pas respecté ;**
- d'analyser l'impact d'une pression SAR supérieure à l'attendu sur la disponibilité des **EIP** essentiels à la conduite du refroidissement d'un réacteur en situation accidentelle ;
- de vous positionner sur la disponibilité du compresseur 0 SAP 005 CO alors que l'ensemble des critères du test de mise en place à blanc n'a **pas été vérifié.** Vous me transmettrez l'ensemble de vos conclusions sur ces sujets.
## Pt-Ecs-1.4.D : Moyens Mobiles De Mesures Météorologiques Et Environnementales
En réponse à la PT-ECS-1.4.d de la décision [2], vos services ont indiqué en avril 2020 dans le document référencé D455619101870 qu'en cas d'accident, la FARN mettra en place 22 sondes afin de reconstituer le réseau de surveillance radiamétrique. Or, les référentiels opérationnels de la FARN ne précisent pas le nombre de sondes requis sur chaque base FARN. Par ailleurs, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que l'ensemble des sondes radiamétriques du site étaient en maintenance le jour de l'inspection.
Demande A4 : je vous demande de compléter les référentiels opérationnels de la FARN
concernant les sondes radiamétriques en précisant le nombre de sondes radiamétriques requis sur chaque base FARN. Vous m'indiquerez également **les dispositions organisationnelles prises par la FARN de**
Dampierre-en-Burly ainsi que par le CNPE du fait de l'ab**sence de sondes radiamétriques** constatée le jour de l'inspection.
## Pt-Ecs-18.Iii : Ge-Lls
En réponse à la PT-ECS-18.III de la décision [2], des groupes électrogènes dits « GE-LLS » ont été installés sur le CNPE de Dampierre-en-Burly. Ils permettent de réalimenter le contrôle commande nécessaire en cas de perte des alimentations électriques externes et internes ainsi que l'éclairage de la salle de commande de chacun des réacteurs. Les inspecteurs ont contrôlé différentes gammes de maintenance des quatre groupes électrogènes LLS du site, prescrits par le programme de base de maintenance préventive référencé D455016018074 à l'indice 0. Concernant les opérations de maintenance sur la protection incendie, les inspecteurs ont constaté que les gammes présentées ne permettaient pas de contrôler les points demandés par le programme de base de maintenance susmentionné, tels que les détecteurs optiques et thermiques de fumée.
Demande A5 : je vous demande de respecter le programme de base de maintenance préventive des groupes électrogènes dits « GE-LLS ». Vous me ferez part des mesures prises en ce sens et des résultats obtenus concernant les opérations de maintenance sur la protection incendie, prescrites pas le programme de maintenance susvisé.
## Pt-Ecs-29 : Possibilités D'Améliorations Du Dispositif D'Éventage-Filtration De L'Enceinte U5
En réponse à la PT-ECS-29, les dispositions visant le préchauffage du filtre U5 ont été renforcées par la mise en œuvre d'une modification permettant aux équipes de la FARN de réaliser cette action sur site via le couplage de deux groupes électrogènes (GE). Les inspecteurs ont souhaité contrôlé les essais de requalification suite à cette modification référencée PNPP 1702, permettant notamment de vérifier le bon fonctionnement de la ventilation avec la réalimentation électrique par les GEs apportés par la FARN. Les inspecteurs ont constaté que plusieurs valeurs n'avaient pas été mesurées et s'interrogent sur la disponibilité des équipements. Demande A6 : a**u vu de ce constat, je vous demande de justifier la conformité de l'essai de** requalification relative à la modification PNPP 1702.
## B. Demandes De Compléments D'Information Pt-Ecs-1.4.B Et Pt-Ecs-32 : Moyens Mobiles De Production D'Air Et De Pompage
Les inspecteurs se sont rendus sous la tente des MLC afin de contrôler par sondage la présence des éléments nécessaires à l'utilisation des pompes SIDES et des compresseurs mobiles SAR, indiqués dans la déclinaison locale de la directive 115. Concernant les pompes SIDES, ladite déclinaison de la directive indique que le dispositif de franchissement de tuyaux se trouve dans le container 10 pieds devant la tente MLC. Or, 4 containers se trouvaient devant la tente MLC le jour de l'inspection, sans aucune indication quant au contenu de ces containers.
Les inspecteurs ont également constaté la présence de 4 réservoirs additionnels en gazole non routier (GNR), requis toujours selon la déclinaison de la directive pour les pompes SIDES, mais ces réservoirs étaient vides. Des réservoirs additionnels vides en GNR à proximité des compresseurs mobiles ont également été constatés, non requis pour ces compresseurs d'après la déclinaison locale de la directive 115. Vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser aux inspecteurs si ces réservoirs devaient être pleins ou non.
- m'indiquer les informations et documents qui seront à disposition des agents **d'intervention**,
afin de trouver rapidement l'ensemble des éléments nécessaires à la mise en place des pompes SIDES en cas d'**accident** ; - m'**indiquer si les réservoirs additionnels en GNR présents sous la tente MLC doivent être** pleins ou non. Dans le cas où ces réservoirs devraient être pleins, je vous demande d'indiquer les dispositions prises relatives à la protection incendie **et de vous positionner sur le caractère** déclaratif de cette situation.
## Pt-Ecs-1.4.D : Moyens Mobiles De Mesures Météorologiques Et Environnementales
En réponse à la PT-ECS-1.4.d de la décision [2], vos services ont indiqué en avril 2020 dans le document référencé D455619101870, qu'à la fin de l'année 2020, une station météorologique portable ainsi qu'une station physico-chimique seraient stockées dans chacune des 4 bases FARN.
En inspection, les représentants de la FARN de Dampierre-en-Burly ont indiqué aux inspecteurs que la FARN ne disposait pas de telles stations et qu'ils n'avaient pas connaissance de cette disposition.
Demande B2 : j**e vous demande de m'indiquer les raisons pour lesquelles la base régionale** FARN de Dampierre-en-Burly ne dispose ni d'une station physico-chim**ique ni d'une station** météorologique.
PT-ECS-1.4.e : Moyens de dosimétrie opérationnelle, Instruments de mesure pour la radioprotection et Moyens de protection individuelle *et collective)*
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage les moyens de dosimétrie opérationnelle, les instruments de mesure pour la radioprotection et les moyens de protection individuelle et collective à disposition des équipes de conduite de quart des réacteurs n° 3 et n°4, prescrits par la déclinaison locale de la directive 115. Les inspecteurs ont constaté que ces moyens étaient répartis dans deux armoires distinctes, situées aux niveaux 15m et 19m du bâtiment électrique, contrairement à ce qui est indiqué dans la déclinaison locale de la directive 115 qui indique que les moyens destinés à la conduite se trouvent dans l'armoire située à 15m.
- de me préciser les informations données aux **équipes de conduites de quart concernant la** localisation des moyens et matériels susmentionnés ; - de me transmettre les éléments permettant de justifier le choix du site de répartir **les moyens** et matériels susmentionnés dans deux armoires distinctes ; - de vous assurer de l'**adéquation de votre déclinaison locale de la directive 115 avec** l'organisation ef**fectivement déployée sur le site.** La déclinaison locale de la directive 115 prescrit notamment qu'en cas d'accident, le personnel n'intervenant pas dans la gestion de crise doit disposer de 2 comprimés d'iode ainsi qu'un demimasque P3 par personne.
Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que des stocks étaient présents sur site à différents endroits, sans pour autant pouvoir préciser leur nombre et leur localisation. Demande B4 : je vous demande d'indiquer la quantité ainsi que la localisation des **comprimés**
d'iode et de demi-masques P3 pour le personnel non impliqué dans la gestion de crise disponibles sur le site. Vous indiquerez également la manière dont a été déterminée la quantité de ces moyens.
## Pt-Ecs-36 : Force D'Action Rapide Du Nucléaire (Farn)
Afin de répondre à la PT-ECS-36, EDF a mis en œuvre un dispositif national d'urgence rassemblant des équipes spécialisées et des équipements permettant d'intervenir sur un CNPE en situation d'accident pour retrouver eau et électricité en moins de 24h. Sur le territoire national, quatre bases FARN sont déployées dont une sur le CNPE de Dampierre-en-Burly. Vos représentants ont indiqué que la FARN s'assurait de détenir le matériel nécessaire pour les convois dits « échelon 1 », soit le minimum requis au titre des référentiels opérationnels de la FARN. Des matériels supplémentaires sont également présents et font partie des convois dits « échelon 2 ». Le jour de l'inspection, une cuve de GNR était manquante dans le convoi échelon 1 et une remorque télécom était bien présente mais ne fonctionnait pas.
Vos représentants ont indiqué que la disponibilité des moyens de la FARN était suivie de manière hebdomadaire par vos services nationaux mais qu'il n'y avait pas de délai de réparation pour les matériels aussi bien en échelon 1 qu'en échelon 2.
Demande B5 : je vous demande d'indiquer l'organisation de la FARN **au niveau national, afin**
d'assurer à tout moment la disponibilité des convois dits échelon 1 complets. Vous préciserez également les échéances de remise en conformité des équipements constatés manquants ou dysf**onctionnant le jour de l'inspection.**
## C. Observations Pt-Ecs-16.I : Sources D'Eau Ultimes (Seu)
C1 : Pour répondre à la prescription PT-ECS-16.I de la décision [2], le CNPE de Dampierre-en-
Burly a installé quatre bâches souples d'environ 1000 m³ d'eau chacune, dans l'attente de la réalisation de forages. L'examen des contrôles de niveau d'eau, des essais de mise en service et de l'état de ces bâches n'a pas révélé d'écart. Les inspecteurs ont relevé l'absence de programme de maintenance sur ces bâches, justifié, par EDF, par le caractère provisoire du recours à ces dernières en attendant la réalisation de forages. L'ASN vous rappelle qu'en l'absence de maintenance de ces bâches, il est de la responsabilité du CNPE de s'assurer que leur pérennité et leur protection contre les agressions sont adaptées aux enjeux de sûreté et à la durée de leur caractère provisoire.
## Pt-Ecs-18.Iii : Groupe Électrogène Ge-Lls
C2 : Le CNPE de Dampierre-en-Burly réalise un essai supplémentaire à ceux prescrits par le programme de base de maintenance préventive des groupes électrogènes dits « GE-LLS »,
référencé ECP LLS 075, demandant notamment de relever le nombre d'heures de fonctionnement et de démarrages des groupes électrogènes, ce qui est une bonne pratique. Cependant, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs ne pas faire de suivi de tendance de ces relevés.
PT-ECS-1.4.e : Moyens de dosimétrie opérationnelle, Instruments de mesure pour la radioprotection et Moyens de protection individuelle *et collective* C3 : Les inspecteurs ont constaté que les bouteilles d'eau présentes dans l'armoire au niveau 19m à côté de la salle de commandes des réacteurs n°3 et n°4, et à destination des équipes de conduite en quart en cas d'accident, étaient périmées depuis février 2022.
PT-ECS-36 : Force d'action rapide du nucléaire (*FARN)* C4 : Les inspecteurs ont constaté des difficultés de recrutement de la FARN de Dampierre-en-
Burly et un effectif actuel en-deçà de la cible. L'effectif présent permet de gréer les colonnes avec le nombre minimal d'agent requis, mais implique une rotation plus fréquente des agents sur les postes pour lesquels l'effectif n'est pas à la cible.
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.
Signé par : Christian RON |
INSSN-CHA-2022-0862 | Référence courrier :
CODEP-CHA-2022-018886 Châlons-en-Champagne, le 14 avril 2022 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 de Nogent N° INSSN-CHA-2022-0862 du 25 mars 2022 Thème : inspection suite à événement significatif Référence :
[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Note EDF - D5350SQORGANRGE0612ind07 - Section 2 chapitre VI des RGE tranche 2 du 20 décembre 2018
[3] Arrêté du 10 novembre 1999 modifié relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression 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 25 mars 2022 au CNPE de Nogent sur Seine sur le thème « inspection suite à événement ». 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 mars 2022 faisait suite à l'événement significatif pour la sûreté déclaré le 14 mars relatif à l'arrêt automatique du réacteur 2 du 10 mars 2022. Le déclenchement fortuit du disjoncteur « 2GEV001JA » a entraîné l'indisponibilité du transformateur de soutirage (TS), le basculement sur le transformateur auxiliaire et l'arrêt automatique du réacteur.
L'inspection avait pour objectifs de comprendre les causes de l'événement, le chemin de conduite du réacteur en conditions incidentelle et accidentelle suivi par les opérateurs, et les conditions de retour du réacteur en conduite normale. Les inspecteurs se sont également intéressés aux activités de requalification partielle de la boucle 4 du circuit secondaire principal (CSP). Le défaut sur le disjoncteur 2GEV001JA semble lié au vieillissement des pièces mais restait néanmoins peu prévisible. Les contrôles thermographiques réalisés trimestriellement sur ces systèmes étaient en effet satisfaisants. L'objectif du service maintenance était d'établir le premier diagnostic sur l'origine de l'indisponibilité du TS afin d'informer rapidement le service conduite en conséquence. Lors de l'inspection, le rapport d'événement significatif était en cours de rédaction mais l'exploitant a d'ores et déjà indiqué que des améliorations étaient possibles sur la gamme d'intervention pour les contrôles thermographiques, plus spécifiquement sur les postes électriques sous enveloppe métallique. S'agissant de la conduite des installations, l'arrêt automatique du réacteur faisant suite à l'indisponibilité du TS a entraîné l'ordre automatique d'arrêt des GMPP (groupes motopompes primaires) et le refroidissement du circuit primaire par thermosiphon. Les opérateurs ont conduit le réacteur 2 en conditions incidentelle et accidentelle pendant près de 20 heures. A ce titre, les inspecteurs se sont intéressés au chemin de conduite suivi par les opérateurs chargés des circuits primaire et secondaire, afin de comprendre l'enchaînement des événements qui ont conduit à la sollicitation de quatre organes de protection. Enfin, les activités de requalification partielle de la boucle 4 du CSP ont fait l'objet d'un examen par sondage. D'une manière générale, les activités examinées étaient justifiées de manière satisfaisante mais les inspecteurs ont regretté le manque de rigueur documentaire concernant la justification de l'examen visuel des soupapes de sûreté du circuit vapeur (VVP), des robinets du circuit de décharge à l'atmosphère (GCTa) et de leurs accessoires. En outre, la requalification portant essentiellement sur des contrôles visuels, et l'exploitant ayant expliqué que toutes les activités programmées ne disposaient pas de leur propre gamme de contrôle, les inspecteurs considèrent qu'un manque de garantie existe quant au caractère satisfaisant des résultats des contrôles.
## A. Demandes D'Actions Correctives
RESPECT DES PROCEDURES DE CONDUITE INCIDENTELLE ET ACCIDENTELLE
L'article 2.4.1 de l'arrêté ministériel en référence [1] dispose :
« *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.
En matière de conduite en situation incidentelle et accidentelle, les exigences sont portées par le chapitre VI des règles générales d'exploitation (RGE). Ce chapitre est composé de trois sections. La section 2, spécifique au réacteur, liste les règles et procédures applicables associées à son état technique et documentaire.
Dans le cadre de cet événement, les opérateurs « primaire » et « secondaire » ont appliqué les procédures dites DOS, ECP1, ECS et RPS, visées à la section 2 [2]. Dès l'application de la procédure ECP1 en phase de stabilisation du réacteur, l'opérateur « primaire »
a constaté que la pression du circuit primaire augmentait et a anticipé les étapes de baisse du débit de charge du système de contrôle volumétrique et chimique du circuit primaire (RCV) et d'arrêt des chaufferettes, en vue de maîtriser les risques de surpression du circuit primaire. Si cette anticipation traduit une bonne connaissance des phénomènes thermo-hydrauliques en jeu, une application stricte et rigoureuse des procédures doit cependant rester la règle.
## Demande A1. Je Vous Demande D'Analyser Les Conséquences De L'Anticipation De Ces Étapes De La Procédure Ecp1 Afin D'En Tirer Un Retour D'Expérience.
MISE EN ŒUVRE DES ACTIVITES IMPORTANTES POUR LA PROTECTION DES INTERETS - RIGUEUR
DOCUMENTAIRE
L'article 2.5.6. de l'arrêté « INB » [1] prescrit que « *les activités importantes pour la protection, leurs contrôles* techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a *posteriori le respect des exigences définies. Les documents et* enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée.» L'ouverture des soupapes « 2VVP044 et 054VV » a conduit à appliquer le processus de requalification partielle, au titre de l'article 15.IV de l'arrêté du 10 novembre 1999 modifié [3], de la boucle 4 du CSP du réacteur 2. Au cours de l'inspection, les inspecteurs se sont intéressés, de manière non exhaustive, aux activités figurant au programme de requalification.
S'agissant de l'examen visuel des soupapes « VVP » et des robinets « GCTa » et de leurs accessoires, les inspecteurs ont demandé les comptes-rendus de ces activités accompagnés des gammes de contrôle. Pour répondre à cette demande, l'exploitant a tout d'abord transmis un dossier de réalisation de travaux (DRT) intitulé «2VVP-GCT : examen visuel soupapes VVP et robinets GCTa (GV4)» au format brouillon et un DRT intitulé « contrôle du retrait de la membrane », dans lequel une gamme de contrôle fait état de l'absence de désordre sur les robinets « GCT » et instrumentations associées. Le contrôle des soupapes « VVP » était en outre peu tracé dans le système de gestion des activités de maintenance (EAM).
Face à ce constat, l'exploitant a procédé à un nouveau contrôle visuel des soupapes « VVP » et a remis en fin de journée le compte-rendu de la tâche d'ordre de travail (TOT) « 04851183-11 », dans lequel étaient formalisés les contrôles complémentaires réalisés et les constats associés.
L'ASN regrette le manque de rigueur dans la justification des activités réalisées et considère que l'absence de gamme de contrôle peut nuire à la qualité du contrôle. Ces manquements sont susceptibles de nuire à la sincérité des résultats des contrôles et donc à leur caractère probant pour démontrer a posteriori, et sans interprétation, le respect des exigences définies. Demande A2. Je vous demande de veiller rigoureusement aux dispositions à prendre **au titre de** l'article 2.5.6 de l'arrêté INB.
## B. Compléments D'Information Ouverture Des Soupapes 2Rcp241 Vp Et 2Rcv010Vp
Dans l'avis du service ingénierie référencé AV22-29 « *Analyse du phénomène thermo-hydraulique ayant* entrainé l'ouverture de la soupape 2 RCV 010 VP », l'exploitant a expliqué les phénomènes ayant conduit à la sollicitation des soupapes « 2RCP241 VP » (SEBIM) et « 2RCV010VP ». Il en ressort que la diminution du débit de la charge par le système RCV, suite à la reprise de la régulation du débit en manuel à 8m3/h en phase d'accroissement de la pression primaire, puis ensuite l'annulation de ce débit jusqu'à l'isolement de la décharge par température élevée, est à l'origine de l'ouverture de ces soupapes.
L'hypothèse avancée concernant la perte du débit de charge est un mauvais fonctionnement de la vanne « 2 RCV 272 VP », pour laquelle une demande de travail (DT) a été ouverte. Demande B1. Je vous demande de m'informer des résultats concernant les investigations menées sur la vanne de charge de la ligne RCV.
## Ouverture Des Soupapes 2Vvp044-045Vv
Dans l'avis du service ingénierie référencé AV22-32 « Avis sur le fonctionnement du GCTa *suite à* l'ouverture des soupapes VVP sur la boucle 4», il est rappelé que, suite au franchissement du « permissif P12 », la procédure « ECS » demande à l'opérateur « secondaire » de procéder au verrouillage du système « GCT-c » et à la mise en service du circuit d'alimentation de secours en eau des générateurs de vapeur (ASG). La procédure précise que pendant cette phase, les vannes « GCT-a » fonctionnent en automatique à la valeur de consigne externe et commencent à s'ouvrir sous ordre de la régulation. L'opérateur « secondaire » et le « pilote de tranche » ont constaté environ 35% d'ouverture sur les indicateurs relatifs aux générateurs de vapeur (GV) 41 et 44 et seulement 5% sur ceux relatifs aux GV 42 et 43. Demande B2. Je vous demande d'**expliquer les raisons des déséquilibres observés entre les deux**
paires de GV.
C. Observations Néant.
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 Division, Signé par Mathieu RIQUART |
INSSN-OLS-2022-0691 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-016231 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Belleville-sur-Loire BP 11 18240 LERE Orléans, le 29 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville-sur-Loire - INB n° 127 et 128 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0691 du 23 mars 2022 Thème : « Zones de mélange »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Arrêté du 10 novembre 1999 modifié relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux
[4] Disposition transitoire d'EDF référencée DT106 et relative à la fatigue thermique des zones de mélange
[5] Note du CNPE de Belleville référencée D5370PCD013 ind3 relative à la comptabilisation des situations
## 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 23 mars 2022 au CNPE de Belleville-sur-Loire sur le thème «Zones de mélange». 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 portait sur le suivi d'équipements nucléaires et plus particulièrement les
« zones de mélange » susceptibles d'être concernées par le faïençage ainsi que par la fatigue thermique. Les inspecteurs ont tout d'abord examiné l'organisation du CNPE concernant la comptabilisation des situations à risque et notamment des phases de fonctionnement susceptibles d'impacter les zones de mélanges. Ils ont ensuite contrôlé les consignes générales d'exploitation renseignées lors de la mise à l'arrêt du réacteur n°1 de Belleville en 2022 ainsi que celles utilisées lors du redémarrage en 2020, après sa troisième visite décennale, de ce même réacteur.
Par ailleurs, les bilans annuels des situations à risques ont été consultés (sur les années 2018, 2019 et 2020) ainsi que, par sondage, différentes fiches journalières d'identification desdites situations. Enfin, les qualifications de divers agents ayant procédé aux contrôles non destructifs des matériels imposés dans le cadre du suivi des zones de mélange ainsi que plusieurs essais périodiques ont été vérifiés par sondage. Cette inspection n'a pas mis en évidence d'écart concernant les essais périodiques consultés. Les inspecteurs ont également noté que les enregistrements des situations à risques vérifiés avaient fait l'objet d'un contrôle technique et avaient été renseignés par des agents d'un niveau d'habilitation adapté. Ils ont également souligné la facilité d'accès aux documents, enregistrements et modes de preuves demandés en inspection et la disponibilité et la grande transparence des agents rencontrés.
Plusieurs pistes d'améliorations et alertes ont cependant été identifiées concernant notamment les règles d'organisation du service en charge des essais, tant pour ce qui relève des contraintes que ce service s'impose au titre des habilitations des agents intervenant sur les comptabilisations des situations et sur le suivi des zones de mélange que concernant les effectifs même de ce service. Enfin, une situation particulière, susceptible d'être à risque pour les zones de mélange mais non identifiée le jour de l'inspection doit faire l'objet d'une analyse approfondie par le CNPE.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Organisation : exigences de qualification des agents intervenant au titre de la comptabilisation des situations et du suivi des zones de mélange L'article 2.4.1 de l'arrêté [2] précise 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.
La DT 106 [4] relève du référentiel du parc EDF au titre de la directive n° 1. Les documents de déclinaison locale de la DT 106 relèvent donc du système de management intégré (SMI) du CNPE,
ce qui est le cas de la note [5] appliquée au titre du suivi des « zones de mélange » (cette activité étant de fait une activité importante pour la protection (AIP)).
La note [5] précise que *la collecte* (des données) se fait essentiellement à partir des enregistreurs spécifiques de la baie de comptabilisation des situations, par un agent de la Section Essais du service ECE,
habilité a minima SN 1. Pour sa part, *le contrôle de l'identification du transitoire est réalisée par un* agent de la Section Essais, habilité au minimum SN 2. *Le contrôle technique est réalisé par une personne* habilitée *minimum SN 3 différente de celle ayant accompli la tâche pour les activités suivantes* (…). Enfin, et en raison du nombre et de la sévérité des transitoires et des situations affectées lors de ces phases, l'affectation des chauffages refroidissements sera, en plus du contrôle technique, analysée lors de l'établissement du bilan annuel par une personne habilitée à minima SN3.
Le service en charge des essais qui suit la comptabilisation des situations (et des zones de mélange) ne dispose actuellement que de deux agents habilités pour cette activité (dont un seul SN3, le second étant identifié comme disposant des compétences technique mais ne possédant pas la qualification) qui effectuent alternativement, selon les informations collectées lors de l'inspection, le rôle de collecte des données, d'identification des situations à risque et le contrôle technique de ces activités.
Dans ces conditions, les règles de la note [5] ne peuvent pas être respectées pour chaque détection et analyse de situation à risque.
Par ailleurs les difficultés rencontrées par le service en charge des essais, en terme de ressources humaines qualifiées pour la comptabilisation des situations, vous a amené à prendre un prestataire pour suivre les situations à risques de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur 1 de Belleville en 2022.
Les inspecteurs ont constaté que les 4 personnels mis à disposition par ce prestataire sont HN1 (pour l'un) et HN2 (pour les trois autres). Cette équipe ne dispose donc pas de HN3 nécessaire au contrôle technique des activités comme au suivi des grands transitoires alors que vous avez précisé avoir les mêmes exigences de qualification pour ce prestataire que pour les agents du service en charge des essais. Demande A1 : je vous demande de compléter ou de modifier votre organisation afin de respecter les exigences de qualification que **vous vous imposez concernant les agents EDF en** charge de la comptabilisation des situations **et du suivi des zones de mélange.** Demande A2 **: concernant le personnel de votre prestataire en charge de la détection et de** l'analyse des situations à risque susceptibles de se présenter pendant l'arrêt et les phases de redémarrage du réacteur n°1 en 2022, je vous demande de vous assurer du respect des règles de qualification que vous avez retenues pour vos agents. Vous me préciserez les actions engagées dans les deux cas (activités des agents du service en charge des essais comme de votre prestataire)
Situation à risque à prendre en compte (redémarrage du réacteur n°1 après sa troisième visite décennale)
L'article 7 de l'arrêté [3] impose que :
I - L'exploitant veille à ce que les conditions d'exploitation de l'appareil restent en permanence compatibles avec les justifications techniques apportées concernant sa résistance. Il fait les essais et établit les consignes nécessaires à cet effet.
II. - L'exploitant dispose d'un système documentaire permettant de connaître aisément, avec leur date, les constatations susceptibles d'intéresser le maintien de l'intégrité des appareils, notamment :
- (…)
- *la comptabilisation des situations sur le circuit primaire principal et dans les zones du circuit secondaire* principal *soumises à d'importantes sollicitations cycliques.* La DT [4] fixe des objectifs et propose des dispositions pour limiter le temps de fonctionnement du circuit RRA à haute température afin de réduire les situations à risque dans les « zones de mélange » (où des fluides ayant une forte différence de température peuvent s'écouler en même temps).
Il est ainsi recommandé *d'arrêter le refroidissement du RCP* (circuit primaire) *par le RRA à 130 °C* et donc de recréer la bulle au pressuriseur aux alentours de cette température.
Lors de l'analyse du redémarrage du réacteur n°1 de Belleville après sa troisième visite décennale, les inspecteurs se sont intéressés au maintien en fonctionnement du circuit de réfrigération d'arrêt (circuit RRA) lorsque la température du circuit primaire dépassait 130 °C. En effet, selon le croisement de données effectuées en inspection entre la température primaire, les heures de fermeture des robinets de refoulement sur le circuit RRA avec une pompe toujours en fonction, les inspecteurs ont identifié que le RRA était resté en fonction jusqu'à une température d'environ 172 °C sans que cette situation à risque ne soit identifiée.
Par courriel du 25 mars vous avez confirmé que le CNPE aurait dû *comptabiliser un temps de* fonctionnement en TR1 sur RRA voie A pour T°C>90°C. Vous précisez en effet *que l'application* NOVA était en manque de données du 27 décembre 2020 environ 14h50 au 29 décembre 2020 environ 16h50. Cette anomalie c'est traduite par *une valeur stable de la T°C RCP (1RCP300MT et* 1RRA102MT) à environ 83°C, dernière valeur avant la perte de données. Or la température a dépassé 90°C à partir du 28 décembre 2020 à 7h01. Les conditions de comptabilisation étant remplies par ailleurs, ce temps de fonctionnement en « zone sensible » aurait dû être comptabilisé.
J'ai bien noté qu'un plan d'action avait été émis pour *enregistrer cette anomalie, réaliser l'analyse et* mettre en place les actions nécessaires.
Demande A3 : je vous demande de poursuivre vos investigations concernant la période incriminée et notamment les causes de l'absence de données de votre application NOVA **et de** m'informer de vos conclusions sur le sujet. Je vous demande de vous assurer que cette anomalie **reste ponctuelle en analysant, par** sondage, d'autres redémarrages de vos réacteurs et notamment celui du réacteur n°2 après sa troisième visite décennale.
L'article 7 de l'arrêté [3] précise que :
I. - *L'exploitant veille à ce que les conditions d'exploitation de l'appareil restent en permanence* compatibles avec les justifications techniques apportées concernant sa résistance. Il fait les essais et établit les consignes nécessaires à cet effet. II. - *L'exploitant dispose d'un système documentaire permettant de connaître aisément, avec leur date, les* constatations susceptibles d'intéresser le maintien de l'intégrité des appareils (…) La DT106 ainsi que les notes locales qui la déclinent répondent à cette demande. Cette DT donne aux CNPE des objectifs en termes de limitation de fonctionnement du circuit RRA lorsque la température du fluide primaire est supérieure à 90°C. S'agissant de recommandation, elle précise également les modes de conduites qui permettent d'atteindre ces objectifs (tout en permettant leur adaptation *de manière à contribuer à la réduction des durées globales* d'arrêt de tranche. L'analyse des bilans annuels 2020 et 2018 montre un dépassement de l'objectif fixé pour un arrêt de réacteur du palier 1300 MWe. Il n'a pas été procédé à une analyse de ce dépassement afin que le retour d'expérience vous permette de réduire le temps de fonctionnement du RRA à plus de 90°C et ainsi veiller à ce que les conditions d'exploitation de l'appareil restent en permanence compatibles avec les justifications techniques apportées concernant sa résistance.
Demande A4 : je vous demande d'analyser les derniers bilans annuels des situations à risque édités au titre de la DT 106, pour le palier 1300 MWe, et révélant un dép**assement de l'objectif** cible de fonctionnement du RRA à plus de 90°C.
Sur la base de cette analyse vous me préciserez les dispositions qu'il serait envisageable de prendre pour limiter ce temps de fonctionnement lors des arrêts ou des redémarrages de réacteurs.
## B. Demande De Compléments D'Information
Effectifs au sein de la cellule en charge du suivi des zones de mélange et de la comptabilisation des situations à risques Au regard du retard d'analyse des situations à risques identifiées en 2021 pour ce qui concerne les zones de mélange entre le circuit d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) et le circuit d'alimentation normale des générateurs de vapeur (ARE), vous avez informé les inspecteurs de vos difficultés concernant le maintien d'un nombre d'agents compétents suffisants, au sein du service en charge des essais, pour analyser et effectuer le contrôle technique des situations à risques relevées. En cas d'indisponibilité d'un agent (congé, arrêt maladie, départ), l'état actuel de vos effectifs
(deux agents habilités et deux en formation) ne vous permettra pas d'assurer correctement une mission importante pour le suivi des circuits primaire principal et secondaires principaux et ceci même si aucune projection ne semble préoccupante aujourd'hui pour ce qui concerne la comptabilisation des situations ou le suivi des zones de mélange (au regard des résultats des derniers examens non destructifs pour ces dernières).
Vous avez par ailleurs précisé que les agents d'astreinte du service ne disposaient pas obligatoirement des compétences adaptées pour détecter et analyser les situations à risques. En conséquence, cette analyse ainsi que son contrôle technique ne peuvent se faire qu'a postériori.
Une gestion prévisionnelle adaptée des emplois et des compétences (du type « suivi des compétences rares ») aurait pu vous permettre d'anticiper une situation qui vous a amené à externaliser le suivi des situations à risques d'un arrêt de réacteur.
Demande B1 : je vous demande de m'informer des dispositions organisationnelles complémentaires que vous allez mettre en place pour garantir de disposer d'**un nombre** d'agents suffisant pour effectuer le suivi des situations à risques **sans générer un retard** préjudiciable à la bonne connaissance des circuits concernés.
## Retard D'Analyse Des Situations À Risques
Comme relevé ci-dessus (demande A1 et A2) des retards d'analyse et de contrôles techniques ont été identifiés par vos soins et confirmés lors de l'inspection du 23 mars 2022. Au regard des exigences de la réglementation concernant, notamment, le suivi du circuit primaire principal des réacteurs, ce retard doit être résorbé dans des délais adaptés aux enjeux.
Demande B2 : je vous demande de me transmettre un planning de résorption des retards constatés en termes d'analyses et de contrôles techniques des situations à risques.
## Essai Périodique
Selon votre référentiel lD5370GP8 A relatif notamment aux dispositions à prendre après l'épreuve de requalification du circuit primaire principal (EH CPP), les conditions pour reconnecter le circuit RRA (réfrigération d'arrêt) au RCP suite à l'EHCPP sont :
- Ecart de température entre les deux circuits < à 70°C,
- et T RCP <90°C.
Dans le cas contraire, ce référentiel impose de réchauffer le circuit RRA avant de le reconnecter au circuit primaire. La démonstration du respect de ces dispositions lors de la dernière épreuve du circuit primaire du réacteur n°1 n'a pas pu être fournie en inspection. Demande B3 : je vous demande de me transmettre l'extrait de la consigne GP8 et son annexe 3 renseignées afin de démontrer **que les conditions ci-dessus ont bien été respectées lors de la** dernière épreuve du circuit primaire du réacteur n°1 de Belleville.
## C. Observations C1 : Consigne Générale D'Exploitation (Cge)
L'analyse des CGE vérifiée s'est révélée globalement satisfaisante. A toute fin utile je vous rappelle cependant que lorsqu'une CGE demande d'identifier (et de consigner) les temps de fonctionnement deux voies RRA ainsi que la voie à prioritairement mettre en service lors d'un arrêt, ces valeurs doivent être effectivement consignées dans ladite CGE (CGE ARI OPR en l'occurrence), d'autant que les échanges par courriel que les inspecteurs ont pu consulter et qui précisait la voie RRA à privilégier ne fournissaient pas les temps de fonctionnement.
## C2 : Surveillance Du Prestataire En Charge De L'Identification, De L'Analyse Et Du Contrôle Technique Des
situations à risque associées à l'arrêt pour simple rechargement du réacteur 1 en 2022 Vous avez pu présenter aux inspecteurs les éléments qui vous ont servi à élaborer l'analyse de risque puis le programme de surveillance du prestataire en charge de l'identification, de l'analyse et du contrôle technique des situations à risque associées à l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n°1 en 2022. Ce programme de surveillance, qui venait de débuter, n'a pas soulevé de remarques de la part de l'ASN.
## C3 : Mise À L'Arrêt Du Réacteur 2 En 2021
Lors de la mise à l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n°2 en 2021, l'ASN a bien noté que le réacteur était resté longtemps en AN/GV (arrêt normal sur générateurs de vapeur) aux conditions de connexion du RRA et donc RRA non connecté. Dans ces conditions, aucune situation à risque n'a été identifiée.
## C4 : Fonctionnement Sur Un Seul Réchauffeur Ahp Sur Le Réacteur N°1 En Décembre 2021
En décembre 2021, et dans le cadre d'un fortuit, le réacteur n°1 de Belleville a fonctionné avec un seul réchauffeur AHP (poste haute pression) pendant plusieurs jours. Une des conséquences de cette situation a été une baisse de près de 20°C de la température de l'eau ARE arrivant dans les GV.
J'ai bien noté que vous considériez cette situation comme non pénalisante puisqu'elle est susceptible de réduire l'écart de température entre ASG et ARE. Il n'en reste pas moins qu'il vous revient de vous assurer que cette diminution sensible de température ARE n'a pas eu un impact quelconque sur les matériels.
C5 : surveillance des examens non destructifs (END) des boucles ASG/ARE 1 à 3 du réacteur n°1 lors de sa troisième visite décennale en 2020 Après avoir constaté l'absence de geste de surveillance sur les boucles 2 et 3 du réacteur n°1 lors de sa troisième visite décennale en 2020 (les contrôles de la boucle 4 ayant été réalisés en 2018),
vous avez pu démontrer, par courriel du 24 mars, que la surveillance avait été effective lors de la réalisation des END sur la boucle 1 de ce même réacteur.
## C6 : Contrôle Technique D'Une Aip
L'article 2.5.3 de l'arrêté [2] impose 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 accompli. L'identification, l'analyse et l'enregistrement des situations à risque est une AIP qui fait l'objet d'un contrôle technique à 100%. La vérification effectuée par l'ASN, par sondage, le 23 mars 2022 n'a pas révélé d'écart concernant l'enregistrement de la personne en charge du contrôle technique des fiches journalières contrôlées.
Lors de l'inspection, vos services n'ont pas été en mesure de présenter le cadre de ce contrôle technique (forme, point contrôlés…). Cependant, par courriel du 25 mars 2022, vous avez pu préciser que votre gamme relative à la comptabilisation des situations référencée D5370GA10155 intégrait ce point qui ne soulève donc plus de remarque de la part de l'ASN:
##
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 de l'ASN
Signée par : Arthur NEVEU |
INSSN-LYO-2022-0448 | Lyon, le 13 avril 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-017508 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-2022-0448 du 29 mars 2022 Thème : « Génie civil »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base (INB)
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 29 mars 2022 sur la centrale nucléaire du Bugey 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 29 mars 2022 portait sur le contrôle de l'organisation générale mise en place par la centrale nucléaire du Bugey sur le thème du génie civil et s'est déroulée en deux parties.
Pour la première partie de l'inspection, les inspecteurs ont vérifié :
- l'organisation de la section en charge des sujets relatifs au génie civil, l'habilitation des agents et les bilans des ouvrages réalisés au titre de l'année 2021,
- la déclinaison locale des référentiels nationaux d'exigences d'EDF relatives à la maintenance des ouvrages de génie civil considérés comme éléments important pour la protection des intérêts1(EIP).
En particulier, les inspecteurs ont examiné par sondage les contrôles réalisés sur la centrale nucléaire du Bugey au titre des programmes de base de maintenance préventive (PBMP) et des programmes locaux de maintenance préventive (PLMP),
- la gestion du traitement des écarts associés à ces contrôles,
- la surveillance exercée par EDF sur les prestataires en charge des visites de contrôles et de la maintenance des ouvrages de génie civil,
- la gestion du retour d'expérience réactif dans le domaine du génie civil.
Les inspecteurs ont constaté que les missions de la section génie civil, les habilitations des agents ainsi que le partage des responsabilités entre les différents acteurs du site, étaient clairement définis. Ils soulignent la bonne maîtrise par l'exploitant des référentiels d'exigences applicables notamment en ce qui concerne le traitement des écarts des ouvrages et matériels de génie civil. Ils ont noté des progrès sensibles en termes de suivi et de traitement des écarts, mais ont mis en évidence des axes d'amélioration concernant la gestion des anomalies relatives aux ouvrages des réseaux gravitaires. Les plans de surveillance des prestataires, réalisés pour 2021 et établis pour 2022, paraissent pertinents.
En outre, les inspecteurs ont contrôlé, par sondage, la planification et la réalisation des contrôles des ouvrages de génie civil prescrits par les PBMP et PLMP et relatifs aux ouvrages importants pour la protection des intérêts (parements de rétentions et puisards ultimes, batardeaux du linéaire de la protection contre l'inondation externe, charpentes métalliques et joints inter-bâtiments du bâtiment combustible (BK) et toiture du bâtiment électrique (BL)) et n'ont pas relevé d'écarts.
Au vu de cet examen, il apparaît que l'organisation de la centrale nucléaire du Bugey sur le thème du génie civil est en amélioration et globalement satisfaisante pour ce qui concerne les sujets examinés.
Pour la seconde partie de l'inspection, les inspecteurs ont contrôlé les travaux en cours relatifs à la construction du centre de crise local (CCL). A la suite de l'accident nucléaire de Fukushima, des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) ont été prescrites à EDF et analysées par l'ASN, qui a formulé de nouvelles exigences de la sûreté, notamment la nécessité de définir, pour toutes les centrales nucléaires françaises, un
« noyau dur » d'équipements capables de faire face à une situation accidentelle due à une catastrophe naturelle exceptionnelle. La mise en place d'un CCL sur chaque site, bâtiment qui a vocation à regrouper dans un lieu unique les différentes équipes de gestion des situations de crise, est une des réponses apportées par EDF à ces nouvelles exigences.
Les inspecteurs ont examiné la conformité de différentes réalisations au regard du référentiel d'exigences de sûreté, en particulier concernant le béton du radier inférieur et des voiles, le ferraillage et la gestion des futurs effluents d'exploitation du CCL. Les inspecteurs ont ainsi examiné par sondage la conformité des bons de livraison du béton et des essais réalisés par échantillonnage. Les inspecteurs ont ensuite examiné la surveillance que vous avez définie et mise en œuvre pour ces chantiers à travers les dossiers de suivi d'intervention et les fiches de surveillance. Enfin, les inspecteur ont examiné le processus de traitement des écarts et ont contrôlé par sondage les analyses et le suivi de certaines fiches de non-conformités.
Le bilan de l'inspection menée par les inspecteurs est globalement satisfaisant. Les inspecteurs ont néanmoins mis en évidence des points de vigilance, d'une part, dans les contrôles de vérification de la conformité des armatures, à réaliser par le prestataire titulaire de la construction du CCL et, d'autre part, dans la traçabilité des dispositions complémentaires à mettre en œuvre lors des opérations de bétonnage par temps froid. De plus, les inspecteurs ont relevé des axes d'amélioration concernant la supervision exercée par le prestataire titulaire envers ses sous-traitants.
## A. Demandes D'Actions Correctives Réalisation Du Contrôles Et Traitement Des Écarts Des Ouvrages Des Réseaux Gravitaires
Le champ d'application de la doctrine nationale de maintenance d'EDF relative aux réseaux gravitaires enterrés, référencée « D4550.32-10/0117 », couvre notamment les réseaux d'eaux pluviales (SEO), les réseaux d'eaux usées (SEU et SEV) et les réseaux d'eaux industrielles huileuses (SEH). La maintenance préventive définie par cette doctrine a pour « *objectif la surveillance des réseaux gravitaires enterrés par des visites périodiques* en exploitation, afin de définir et de mettre en œuvre les actions préventives ou correctives qui en découlent des relevés réalisés. Cette maintenance doit permettre d'assurer la pérennité des réseaux pour tout la durée d'exploitation des tranches ».
Au regard de la nocivité pour l'environnement du produit véhiculé dans le réseau, de l'évolution connue des défauts constatés, du vieillissement prévisionnel des matériaux et du retour d'expérience acquis par l'ensemble des centrales nucléaires, la doctrine nationale identifie les zones à surveiller, la méthodologie et la périodicité de surveillance à mettre en œuvre. Les inspecteurs ont examiné la réalisation de ces contrôles et ils ont bien noté que vous aviez procédé à une campagne de contrôle entre 2017 et 2019. Néanmoins, l'ensemble des réseaux n'ayant pas été contrôlés au cours de cette campagne, vous n'avez pas respecté les exigences de votre doctrine nationale en la matière.
Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'une nouvelle campagne de contrôle était planifiée à partir de l'année 2023, sans certitude de votre capacité à réaliser l'intégralité des contrôles. Or, comme cela est mentionné dans votre doctrine nationale, « cette maintenance *doit permettre d'assurer la pérennité des réseaux pour* tout la durée d'exploitation des tranches »
Demande A1 : Je vous demande de planifier**, sous deux ans, l'intégralité des contrôles des réseaux enterrés,**
tel que défini dans votre note de doctrine nationale**, afin de réaliser un point zéro exhaustif de l'état de ces** ouvrages.
A l'issue des inspections des réseaux, la doctrine d'EDF prévoit que « chaque défaut doit être répertorié et classé suivant ses caractéristiques et sa gravité. Ce classement permet ensuite de définir les travaux à réaliser en choisissant la technique de réparation la mieux adaptés à chaque cas. Le caractère d'urgence de la réparation doit être intégré en fonction de la gravité estimée de chaque défaut et de ses conséquences sur *l'environnement* ». Pour ce faire, « le classement des défauts est effectué selon une règle nationale de maintenance (RNM) émise *par le CEIDRE/TEGG* ».
Cette RNM définit 3 niveaux de gravité des défauts :
- G1 : défauts majeurs à traiter sous 1 an, - G2 : défauts à traiter sous 2 ans,
- G3 : défauts mineurs à traiter sous 5 ans.
Les inspecteurs ont constaté que vous aviez défini une stratégie de traitement des défauts basée sur un calendrier qui ne respecte pas les exigences de la RNM susmentionnée. En effet :
- concernant SEO, le traitement des défauts G1 et G2, situés en partie « rétention », est prévu en 2023 ;
le traitement des défauts G1 et G2, situés en partie « courante », est prévu en 2024 et le traitement des défauts G3 est abandonné,
- concernant SEH, le traitement des défauts devait être réalisé au plus tard à la fin de l'année 2021, mais les travaux ne sont pas finalisés,
- concernant SEU, le traitement des défauts G1 est prévu d'ici la fin de l'année 2022, et celui des autres défauts d'ici 2024.
La stratégie déployée sur la centrale nucléaire du Bugey, avec des échéances compris entre 2021 et 2023, pour le traitement des défauts de type G1, identifiés lors des visites menées entre 2017 et 2019, n'est pas en conformité avec les échéances de la RNM susmentionnée.
Demande A2 **: Je vous demande de traiter l'ensemble des défauts de type G1 identifiés sur les ouvrages des**
réseaux enterrés d'ici la fin de l'année 2022 et l'ensemble des défauts de type G2 au plus tard d'ici la fin de l'année 2023. En tout état de cause, ces défauts devront être résorbés avant la prochaine visite des ouvrages demandée précédemment.
## Construction Du Ccl Vérification De La Conformité Des Armatures
EDF a défini le document national « DP11 - *CCL : SPÉCIFICATIONS GÉNIE CIVIL* » référencé
« *D305217028472* » qui décline les exigences associées aux structures du CCL. Ce document qui constitue le cahier des clauses techniques particulières (CCTP) est un document contractuel qui fixe au titulaire du contrat les clauses techniques nécessaires à l'exécution de la construction du CCL. Ce titulaire a obtenu la responsabilité de la construction des CCL de l'ensemble des centrales nucléaires. Concernant les armatures en béton armé, il stipule que « l*'acceptation des barres, couronnes, treillis, armatures* et coupleurs d'armatures consiste en la vérification visuelle des produits livrés sur le chantier pour s'assurer de la conformité d'un lot à la commande, au bordereau de livraison et à l'étiquette qui lui est associée. *Le contenu de l'étiquette des* armatures est conforme aux prescriptions de la marque NF « Armatures ».
Le Titulaire s'assure, par sondage sur une armature par livraison, que :
- *les aciers pour béton armé constitutifs de l'armature sont conformes à leur norme de référence,* - *le contrôle dimensionnel est conforme,*
- *l'armature ne présente pas d'anomalie visuellement détectable,* - pour les pièces assemblées, la rigidité est satisfaisante et la quantité d'éléments constitutifs de *l'armature* assemblée est conforme. »
A la suite de la demande des inspecteurs, les représentants du titulaire du contrat n'ont pas été en mesure d'attester de la réalisation de ce contrôle par sondage et ont indiqué qu'ils ne procédaient pas à ces vérifications. Demande A3 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin que les exigences mentionnées dans le CCTP, relatives au contrôle par sondage de la conformité des armatures, **soient mises en œuvre par**
le titulaire du contrat.
## Surveillance Exercée Par Le Titulaire
Les représentants du titulaire du contrat ont indiqué aux inspecteurs que la responsabilité de la vérification visuelle des produits livrés sur le chantier, afin de s'assurer de la conformité mentionnée dans le CCTP, incombait à leurs sous-traitants. Les inspecteurs ont néanmoins relevé que, sur ce sujet, aucune action de supervision des sous-traitants par le titulaire n'avait été mise en œuvre depuis le début du chantier. De plus, d'une manière générale, les inspecteurs ont noté l'absence de formalisation de plan de supervision.
Les représentants du titulaire du contrat ont indiqué aux inspecteurs que la surveillance qu'ils exerçaient sur leurs sous-traitants se bornait à la réalisation d'audits, majoritairement réalisés *ex situ* du chantier (dans les usines de fabrication des fournitures par exemple), réalisés à des périodicités qui ne sont pas définies.
Les inspecteurs ont constaté que l'audit de supervision du sous-traitant en charge de la fabrication, de l'assemblage et du montage des armatures en béton armé, avait été réalisé au début du mois de mars 2022, soit plus de cinq mois après le début du chantier et ce alors que l'ensemble des armatures des radiers et des voiles ont été coulés. Ils ont également noté que cet audit avait été réalisé à la demande expresse d'EDF à la suite d'une action de surveillance ayant mis en évidence un écart en la matière.
L'absence d'actions de surveillance sur le chantier des sous-traitants par le titulaire, associée au manque de rigueur mis en évidence dans la réalisation des audits de supervision, n'est pas de nature à permettre la démonstration de la maîtrise, par le titulaire, de l'ensemble des « exigences associées à la structure qui couvre les domaines techniques suivants :
- *la géotechnique incluant les terrassements, travaux spéciaux de renforcement de sol,*
- *les fondations spéciales,*
- *les structures en béton, les structures en charpente métallique,* - *les portes,*
- *l'étanchéité du Génie Civil et les réservoirs,*
- *les chambres et regards permettant la connexion des réseaux du CCL avec les VRD*. »
Enfin, les inspecteurs ont constaté que la surveillance exercée sur le titulaire par EDF était rigoureuse et de qualité. Cette surveillance doit permettre de s'assurer, par sondage, de la maîtrise technique et contractuelle du titulaire. Néanmoins, elle intervient majoritairement *a posteriori* d'un certain nombre d'actions et n'obère pas la responsabilité du titulaire de s'assurer lui-même de la conformité des actions de ses sous-traitants.
Demande A4 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires **afin que le titulaire du contrat de**
la construction des CCL assure une supervision suffisante et rigoureuse de ses sous-traitants permettant d**'assurer la maîtrise de l'ensemble des exigences associées aux éléments structuraux de l'ouvrage.**
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## Bétonnage Par Temps Froid
L'activité de mise en œuvre des bétons constitue une activité importante pour la protection (AIP2). Sa bonne réalisation a une incidence sur la sureté de l'ouvrage. A ce titre, une procédure, référence
« PWZ03K001420960TGCD », a été rédigée afin de définir les moyens et le mode opératoire, de façon générale, d'organisation des opérations de bétonnage, pour l'ensemble des éléments du génie-civil. Cette procédure stipule que « *Lorsque la température mesurée sur chantier est inférieure à -5°C, le bétonnage est interdit. Lorsque la* température ambiante mesurée sur chantier est susceptible de descendre en-dessous de 0°C durant les 72h après la mise en œuvre du béton, tout bétonnage est interdit sauf mise en œuvre *de dispositions spéciales. […] La température minimale* du béton frais arrivé sur chantier doit être de 5°C ». En termes de traçabilité, la procédure précise que « *les* conditions climatiques (températures extérieures) sont tracées dans l'ERQ GC N°1 (Enregistrement Relatif à la Qualité). Les dispositions mises en œuvre sont rappelées dans la c*ase « observations » de cet ERQ* ».
Les inspecteurs ont contrôlé l'exhaustivité des éléments de traçabilité des températures lors des phases de mise en œuvre du béton et la cohérence avec les bons de livraison du béton. Ils ont noté que certaines phases de bétonnage avaient été réalisées lors de températures négatives, sans toutefois qu'elles soient inférieures à - 5°C. Ils ont consulté l'ensemble des ERQ associés à ces phases de bétonnage et ont noté que les dispositions à mettre en œuvre avant et après le bétonnage, telles que stipulées dans la procédure de l'AIP, n'y étaient jamais mentionnées. Les représentants du titulaire du contrat ont toutefois pu présenter aux inspecteurs quelques éléments de preuve photographiques de ces dispositions.
Demande A5 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin que le titulaire du contrat de la construction des CCL assure une traçabilité rigoureuse des dispositions à mettre **en œuvre lors des**
phases de bétonnage par temps froid.
## Gestion Des Irrégularités
Au cours d'une action de surveillance du titulaire du contrat que vos équipes ont réalisée, une non-conformité a été relevée concernant le contrôle technique3 de l'AIP de bétonnage. En effet, les inspecteurs ont mis en évidence, lors d'une phase de mise en œuvre du béton, que le seul agent prestataire habilité « HN2 », habilitation permettant la validation d'un contrôle technique, était également en charge de l'exécution de la dite phase. Au regard des dispositions réglementaire de l'arrêté du 7 février 2012 [2], « *les personnes réalisant le* contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accomplie ». Une fiche de non-conformité a été émise et le titulaire du contrat s'est engagé sur l'absence de renouvellement de cet écart.
Toutefois, l'action de surveillance a mis en exergue un second point. En effet, vos équipes ont constaté que le contrôle technique de la phase de bétonnage avait été signé *a posteriori* par un agent de l'entreprise prestataire titulaire du contrat qui n'était pas présent ledit jour. Ce constat constitue une irrégularité. Or la fiche de nonconformité émise ne mentionne à aucun moment cet écart et, de fait, aucune action corrective ou d'amélioration n'a été définie afin d'éviter son renouvellement. Demande A6 : Je vous demande de traiter l'irrégularité constatée lors de l'action de surveillance et de prendre les dispositions nécessaires afin d'éviter son renouvellement.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Suivi Des Réactions « Alcali-Granulat »
A la suite des contrôles menés en 2019 sur les ouvrages du bâtiment périphérique (BW), vos équipes ont mis en évidence des réactions dites « alcali-granulat ». Ces réactions désignent la réaction chimique à l'origine de désordres endogènes au béton, imputables à un déséquilibre entre les minéraux présents dans les granulats et la solution interstitielle fortement alcaline du béton. Vous avez renouvelé ces constats en 2020. Vous avez, par la suite, pris la décision de classer ces défauts « en suivi » avec l'objectif de réaliser une visite annuelle entre 2020 et 2024 pour suivre leurs évolutions. De plus, vous avez procédé à une expertise des ouvrages de génie civil affectés dont les conclusions sont attendues dans le courant de l'année 2022. Demande B1 : je vous demande de m'informer des conclusions de l'**expertise que vous avez engagée et des**
actions que vous mettrez en œuvre **à sa suite.**
C. OBSERVATIONS
Pas d'observation.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-MRS-2022-0566 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-016874 Monsieur le directeur du CEA CADARACHE 13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE
Marseille, le 6 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Confinement statique et dynamique N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection noINSSN-MRS-2022-0566 du 24 mars 2021 à Pégase et Cascad (INB n o22)
Références : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Décision no 2017-DC-0616 de l'ASN du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base
[3] Courrier CEA/DEN/CAD/DIR/CSN DO 520 du 29 aout 2014 (COARR-ASN-204-115482)
portant sur l'autorisation interne PEG 1403 pour modifier des équipements et des CEP dans les RGE et le rapport de sûreté de Pégase
[4] Courrier DG/CEACAD/CSN DO 2021-866 du 17 décembre 2021 (COARR-ASN-2021-060089)
relatif à la mise à jour des chapitres des RGE et du rapport de sûreté de Pégase
[5] Courrier CODEP-DRC-2022-010817 du 17 mars 2022 de demande de compléments relative à la demande d'autorisation de modification relative à la mise à jour du référentiel de sûreté [4]
[6] Inspection ASN noINSSN-MRS-2020-0601 du 22 septembre 2020 [7] Note technique NOT238 d'exploitation du Sphinx modèle 1 à Pégase du 21 mai 2008 (ind1)
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue aux articles L. 596-1 à L. 596-13 du code de l'environnement, une inspection inopinée de l'INB n o22 a eu lieu le 24 mars 2022 sur le thème «confinement statique et dynamique». Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection inopinée de l'INB n o22 du 24 mars 2021 portait sur le thème «confinement statique et dynamique». Les inspecteurs ont examiné par sondage les essais périodiques et la maintenance réalisés sur la ventilation nucléaire des installations ainsi que la clôture des actions du réexamen de l'installation Cascad sur la thématique du confinement et les autorisations des modifications associées. La réalisation des contrôles de la garde hydraulique dite « Sphinx » du hall bassin de Pégase ainsi que la gestion des écarts sur la thématique de l'inspection ont été abordées. Les inspecteurs se sont également intéressés à la cohérence des conclusions de l'inspection [6] au regard des contrôles réalisés sur l'année 2021 sur les joints « Hélicoflex » et les raccords « Staubli » des puits d'entreposage. Concernant la visite de l'installation Pégase, les inspecteurs ont pu constater l'avancée du chantier de démantèlement de la cellule blindée préparatoire au projet de désentreposage des combustibles araldités de Pégase (DECAP). Ils ont également visités le système de garde hydraulique ainsi que les systèmes de filtration et de ventilation de l'installation. Concernant la visite de l'installation Cascad, les inspecteurs se sont intéressés à la deuxième barrière de confinement statique de l'installation. La galerie technique entre les deux installations a pu être inspectée. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que le bilan de l'inspection est globalement satisfaisant :
La visite de l'installation a mis en évidence une organisation de chantier satisfaisante, notamment au niveau du permis feu ouvert et du suivi des points d'arrêt, Les actions du réexamen et les actions relatives aux écarts vérifiées par sondage étaient correctement suivies, Les contrôles et la maintenance vérifiés par sondage sur la ventilation nucléaire sont correctement réalisés.
Des actions correctives sont cependant attendues concernant :
La cohérence entre le référentiel applicable de l'installation et les actions de contrôles de la soupape hydraulique dite « Sphinx »,
Le caractère opérationnel des bouteilles d'air comprimé permettant de garantir le confinement statique de la cellule de manutention en fonctionnement dégradé.
Des compléments d'information sont également attendus concernant le résultat des investigations de l'exploitant sur la présence d'eau dans la galerie technique. Deux observations portant d'une part sur rééquilibrage de la ventilation et d'autre part sur l'interface entre le STL et l'installation ont été réalisés.
## A. Demandes D'Actions Correctives Deuxième Barrière De Confinement Statique
Initialement mise en place dans le cadre du projet de désentreposage des fûts plutonifères des locaux DRG, la soupape hydraulique dite « Sphinx » est un dispositif de limitation des conséquences ultimes d'un incendie généralisé dans ces locaux. elle est située entre les locaux DRG et le Hall Bassin et assure une double fonction :
En fonctionnement normale, elle agit en garde hydraulique : la hauteur de garde d'eau permet notamment de garantir l'étanchéité entre les deux locaux.
En situation d'incendie dans les locaux DRG, la soupape « Sphinx » limite les gradients de pression dus à l'incendie et garantie l'intégrité des barrières de confinement statiques. elle permet également de garantir l'absence de propagation de l'incendie au hall bassin grâce au bullage des gaz dans l'eau à travers des pare étincelles.
Les contrôles périodiques de la soupape « Sphinx » inscris au chapitre 7 des RGE de l'installation sont :
Le contrôle hebdomadaire de vérification des niveaux et absence de fuite, Le contrôle annuel de renouvellement de l'eau et contrôle du remplissage, La chloration trimestrielle de l'eau, Le contrôle quinquennal de bon fonctionnement et réglage des vannes à flotteur et de la vanne gros débit.
Le 11 février 2014, à la fin du chantier de désentreposage des fûts de déchets plutonifères de l'installation Pégase, le dispositif Sphinx a été consigné par l'installation. Le PV de consignation transmis à la suite de l'inspection précise que la soupape « Sphinx » doit cependant garder sa fonction de garde hydraulique. A partir de cette date, seuls les deux premiers contrôles, nécessaires au bon fonctionnement de la garde hydraulique, ont été réalisés.
Bien que l'exploitant ait identifié en 2014 la nécessité de mettre jour les RGE de l'installation à la suite de cette consignation et ait réalisé une mise à jour [3] de son référentiel dans le cadre de la mise à l'arrêt du chantier fûts; l'ensemble des contrôles relatifs à la soupape « Sphinx » a été conservé dans le chapitre 7 des RGE. Malgré l'absence d'impact direct de la non-réalisation des contrôles liés à la fonction de soupape hydraulique en cas d'incendie, l'incohérence entre les règles générales d'exploitation applicables et les contrôles réellement pratiqués sur l'installation pendant plusieurs années met en évidence un manque de culture de sûreté. Je vous rappelle que l'alinéa II de l'article L593-6 dispose que l'exploitant doit tenir à jour les règles générales d'exploitation de ses installations. Enfin, par courrier [4] du 17 décembre 2021, l'exploitant a transmis une demande d'autorisation de mise à jour de son référentiel dans le cadre de la fin du réexamen de sureté de l'installation. Cette demande de modification, qui a fait l'objet de demandes de compléments par le courrier [5], propose la suppression des contrôles liés à la fonction de soupape hydraulique en cas d'incendie. A1. Je vous demande, conformément au 2.6.2 de l'arrêté [1], **de procéder à l'examen de cet écart**
et de conclure sur son importance vis-à-vis de la protection des intérêts. Vous vous positionnerez sur le caractère significatif de cet écart. A2. Je vous demande, conformément à l'article L593-6 du code l'environnement, de procéder à une vérification de la cohérence entre les contrôles listés au chapitre 7 des RGE des deux installations et les contrôles réellement réalisés. Cette vérification pourra être effectuée **sous deux**
mois après réception de l'autor**isation liée à la demande [4].** Dans la demande d'autorisation de mise à jour du référentiel [4], le chapitre 4 de ces RGE sur le domaine de fonctionnement de l'installation fait toujours référence la note technique [7] sur l'utilisation du Sphinx. Cette note, consultée le jour de l'inspection, préconise la réalisation de l'ensemble des contrôles.
A3. Je vous demande, conformément au chapitre 4 **des RGE de Pégase, de mettre à jour votre**
système de gestion intégré (SGI) pour mettre en cohérence le **référentiel de l'INB avec ses** références.
## Deuxième Barrière De Confinement Statique
Lors de la visite de l'installation Cascad, les inspecteurs se sont intéressés à la deuxième barrière de confinement statique de l'installation, en particulier au joint gonflable de la porte blindée qui permet d'accéder en cellule de manutention depuis le sas personnel de la salle de commande de l'installation.
Le chapitre 6 des RGE de l'installation précise la présence à proximité de cette porte d'une bouteille d'air comprimé reliée au réseau. Cette bouteille a une fonction essentielle en situation dégradée : en cas de perte du réseau d'air comprimé de l'installation, elle permet de maintenir les joints gonflés et, par extension, de maintenir le confinement statique de la cellule de manutention. Jusqu'au découplage effectif des deux installations, la production d'air comprimé est réalisée sur l'installation Pégase. Le bon fonctionnement de ce matériel est d'autant plus essentiel que la tenue de l'installation Pégase au séisme ne permet pas de garantir une continuité du réseau d'air comprimé jusqu'à l'installation Cascad pour ce type d'agression externe. Les inspecteurs ont constaté que les deux quadrants du manomètre en sortie de la bouteille d'air comprimé indiqués une valeur nulle. La bouteille étant directement isolée du réseau d'air comprimé par une vanne, il a été demandé à l'exploitant de vérifier si la bouteille était bien fermée et de vérifier la pression de cette dernière à l'aide du manomètre présent sur le circuit. A l'issu de cette vérification, les informations données par les deux quadrants du manomètre n'étaient pas identiques et n'indiquaient pas la valeur attendue. Le dernier contrôle annuel de pression de cette bouteille de sécurité requis au chapitre 7 des RGE de l'installation date de mars 2021 et n'avait mis en évidence aucune non-conformité.
A4. Je vous demande, conformément au chapitre 6 des RGE de l'installation, **de vous assurer que**
l'ensemble des bouteilles de sécurité des portes de l'installation **sont opérationnelles** : absence de fuite, étiquetage présent **et à jour et pression conforme. Vous vous assurerez** également de l'absence de fuite et du bon fonctionnement des flexibles, des manomètres et des vannes d'isolement du réseau d'air comprimé associées à **l'ensemble de ces bouteilles.** Dans le cas où ces opérations de vérifications relèveraient des non-conformités, je vous demande de me communiquer une analyse des causes de ces dernières **ainsi que les actions à**
mettre en œuvre p**our éviter leur renouvellement.**
A5. Je vous demande, conforment au chapitre 7 des RGE de l'installation, de **me transmettre les**
derniers contrôles annuels de pression de ces bouteilles qui ont dû être réalisés en mars 2022.
## B. Compléments D'Information État Des Systèmes
Lors de la visite d'inspection, les inspecteurs ont suivi le cheminement de la ventilation dans les galeries technique entre les deux installations Pégase et Cascad. Au niveau de la galerie technique n°1, les inspecteurs ont constaté un écoulement goute à goute. L'exploitant a indiqué que cette eau pouvait provenir d'un contrôle périodique réalisé récemment sur une conduite d'effluents industriels.
B1. Je vous demande de mener des investigations sur les causes de la présence de cet écoulement.
En fonction des résultats de vos investigations, vous me ferez part des actions correctives mises **en œuvre.**
## C. Observations Services Support
Les inspecteurs ont demandé à consulter par sondages les derniers contrôles mensuels concernant les relevés de colmatage des filtres de soufflage ainsi que les derniers contrôles mensuels concernant le bon fonctionnement des filtres électrostatiques de l'installation. Ces contrôles ne sont pas réalisés directement par l'installation mais par un intervenant extérieur sous contrat avec le Service Technique et Logistique (STL) du CEA Cadarache. Le STL n'a pas été sollicité lors de l'inspection. Lors de la visite d'inspection, l'installation était en possession des derniers procès-verbaux (PV) pour l'ensemble des contrôles réaliser sur l'année 2021. Néanmoins, cette dernière a indiqué aux inspecteurs ne pas avoir reçus les PV de la part du STL pour les mois de janvier, février et mars 2022. L'opération de contrôle, qui s'est limité à l'année 2021, n'a pas soulevée de remarques. L'exploitant a indiqué que les délais de transmission moyens des PV des contrôles réalisés par le STL
et par ses intervenants extérieurs étaient de 2 mois. Dans le cas où une non-conformité était détectée, il a également était indiqué qu'une remontée orale directe informelle était réalisée par la personne extérieure chargée du contrôle à la personne responsable de la maintenance des filtres de l'installation ;
ce point n'a pas pu être vérifié en inspection. Pour les contrôles mensuels ou trimestriels, dans le cas où une non-conformité détectée lors de ces contrôles serait uniquement indiquée à l'exploitant par le biais du PV, le délai de transmission du STL à l'exploitant de ces derniers pourrait impacter le maintien des éléments importants pour la protection
(EIP) contrôlés. C1. Il conviendra de définir un délai de transmission des PV de contrôles entre le STL et les installations du centre CEA Cadarache adapté à la périodicité de ces contrôles.
## Rééquilibrage De La Ventilation
Dans le cadre du plan d'action du réexamen de sûreté de l'installation Cascad, il a été décidé de changer le fonctionnement de la ventilation de l'installation en passant d'un fonctionnement à 8 filtres THE à un fonctionnement à 5 filtres THE avec une file de secours de 3 filtres. Cette action a nécessité un rééquilibrage de la ventilation du bâtiment ; également suivi dans le plan d'action du réexamen. Cette modification a été évaluée comme non notable au sens de la décision [2]. Les inspecteurs se sont intéressés aux justifications de l'exploitant archivées dans la fiche d'autorisation et de suivi des opérations (FASO) de la modification. Si les justifications présentées pour conclure sur le niveau d'autorisation de la modification n'ont pas fait l'objet de remarques, la cartouche de la partie A de cette FASO qui récapitule l'ensemble des vérificateurs et approbateurs pour l'autorisation de mise en œuvre de cette modification n'était pas correctement remplie. La signature de l'ingénieur qualifié en criticité était barrée ce qui pourrait signifier que l'analyse d'impact sur la criticité de ce dossier n'a pas était correctement validée.
## C2. Il Conviendra Que L'Approbateur Des Fasos S'Assure De La Traçabilité Des Contributeurs Et Des Relecteurs Avant D'Autoriser Le Début Des Opérations De La Modification.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, incluant les observations dans un délai qui n'excédera pas, sauf mention contraire, deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN |
INSSN-OLS-2022-0709 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-016698 Référence affaire : INSSN-OLS-2022-0709 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de CHINON BP 80 37420 AVOINE
Orléans, le 31 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n° 132 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0709 du 25 mars 2022« Inspection inopinée : « Réalisation de contrôles par ultrasons sur Chinon B3 »
Réf. : **[1]** Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 25 mars 2022 au CNPE de Chinon sur le thème « Réalisation de contrôles par ultrasons sur Chinon B3 ».
Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par l'inspecteur.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection réalisée le 25 mars sur le thème « Réalisation de contrôles par ultrasons sur Chinon B3 » avait notamment pour objectif de vérifier les dispositions techniques mises en œuvre lors des actions de surveillance réalisées par la Direction Industrielle (DI) d'EDF dans le cadre des opérations de contrôle des circuits susceptibles d'être concernés par la corrosion sous contrainte (CSC). Le réacteur B3 de Chinon est en effet identifié par EDF comme pouvant être représentatif du palier 900 MW concernant cette problématique. Les contrôles par ultrasons sont réalisés par un prestataire et la surveillance de ce dernier est effectuée par la mise en œuvre, par la DI, de contrôles par ultrasons contradictoires. L'inspection, réalisée de manière inopinée, a tout d'abord consisté en une vérification, sur le terrain, des conditions de réalisation des contrôles par ultrasons contradictoires mis en œuvre 6, rue Charles de Coulomb - 45077 Orléans cedex 2 - France Téléphone : +33 (0) 2 36 17 43 90 / Courriel : [email protected] asn.fr 1/7 par la DI. Les préparatifs ainsi que le contrôle complet d'une soudure ont été suivis par l'ASN,
dans le bâtiment réacteur. L'inspection s'est poursuivie en salle par :
- l'analyse de différentes fiches de suivi d'indication rédigées par la DI dans le cadre des contrôles réalisés par les prestataires d'EDF en charge des ultrasons initiaux,
- le contrôle, par sondage, des dossiers de suivi d'intervention (DSI) des prestataires et de la surveillance réalisée sur ces interventions par la DI ainsi que des rapports d'expertises,
- la qualification des différents intervenants de la DI ayant participé à cette surveillance.
Enfin des activités transverses réalisées ou en cours sur l'arrêt ont également fait l'objet d'investigations par sondage.
Les contrôles effectués sur la réalisation des ultrasons de surveillance n'ont pas soulevé de remarques et n'ont pas fait l'objet d'écarts susceptibles de remettre en cause leurs résultats. Les agents impliqués dans les contrôles et dont les qualifications ont été vérifiées disposaient d'un niveau de compétence adapté et les équipements utilisés le 25 mars étaient conformes. Quelques points d'amélioration concernant notamment la coordination de chantier ont cependant été identifiés. Concernant les activités transverses, une intervention associée à un fortuit sur un échangeur du circuit d'échantillonnage nucléaire (REN) doit faire l'objet d'une analyse et l'attention de l'exploitant est attirée sur la nécessité de renseigner avec rigueur les DSI.
## A. Demandes D'Actions Correctives Coordination De Chantier
L'arrêté [2] précise, en son article 2.5.3 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 ;
(…/…). La réalisation de contrôles et d'examens non destructifs, tels que les contrôles par ultrason réalisés sur les soudures susceptibles d'être concernées par de la corrosion sous contrainte, est une AIP au sens de l'arrêté [2] et les procédures d'examen associées définissent les exigences définies telles qu'identifiées par l'article 2.4.1 du même arrêté [2].
La procédure d'examen par ultrasons manuels référencée EDEETC110190 précise que les tuyauteries doivent être décalorifugées, supports et autres accessoires démontés. Si elle ne précise pas, par ailleurs, l'éclairage minimal requis, le code du travail impose a minima 200 lux concernant les locaux industriels.
Lors de l'inspection, il a été constaté l'absence d'éclairage au droit de la soudure à contrôler (les intervenants de la DI s'étaient cependant équipés de deux éclairages d'appoint qui leur ont permis de réaliser leur contrôle dans des conditions satisfaisantes). Ces mêmes intervenants ont par ailleurs indiqué que des protections biologiques avaient été reposées avant leur intervention, obligeant les prestataires en charge de la prestation globale d'assistance chantier (PGAC) à réintervenir pour dégager les zones de contrôles concernées.
Vos services ont précisé que ces retraits et reposes de matériels étaient liés à l'annonce de la fin des contrôles des soudures par le prestataire en charge de l'activité mais que les contrôles contradictoires à réaliser par la DI n'avaient pas été identifiés car inhabituels.
Ce défaut d'information et de coordination sur le chantier a de fait été à l'origine de prise de doses supplémentaires par les agents de la PGAC concernés.
Demande A1 : afin de vous assurer de la bonne prise en compte des exigences définies associées aux contrôles ultrason (UT) à réaliser sur les soudures susceptibles d'être concernées par la corrosion sous contrainte ainsi qu'aux gestes **de surveillance associés, je vous demande** d'assurer une coordination adaptée des chantiers à venir. Ce point pourrait utilement faire l'objet d'un retour d'expérienc**e vers vos services centraux.**
Je note par ailleurs que les documents applicables pour ces contrôles (procédures d'examen, fiches d'analyse d'impact, avis technique DI) ne précisent pas les dispositions d'éclairage minimal pour effectuer un contrôle (qu'il soit initial ou contradictoire) de qualité. Demande A2 **: je vous demande d'identifier, dans les conditions initiales de mise en œuvre et** pour tout contrôle ou examen non destructif, l'éclairement minimal requis. Vous me préciserez les actions engagées en ce sens.
## Essais De Lignages Pour Assurer La Disponibilité D'Un Boremètre
L'arrêté [2] précise qu'une exigence définie est 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 (…). Dans le cadre d'un fortuit affectant un échangeur du circuit d'échantillonnage nucléaire (REN) vous avez essayé plusieurs dispositions de circuit afin de maintenir un débit adapté dans un boremètre dont la disponibilité est requise dans l'état actuel du réacteur. Un des lignages essayés vous a amené à démonter le détendeur 3 REN 114 VP qui est un EIP ayant une exigence de tenue au séisme SDD (spectre de dimensionnement) et à le remplacer par une manchette pour laquelle aucune contrainte de sûreté n'a été appliquée.
Lors de l'inspection, vos services n'ont pas été en mesure de justifier de la prise en compte de cette exigence notamment lors de l'analyse du cadre réglementaire de cette modification.
Par courriel du 31 mars 2022, vous avez précisé que la manchette du DMP possède les mêmes caractéristiques techniques que la tuyauterie et les raccords utilisés sont *les mêmes que ceux utilisés pour le montage initial du détendeur* 3REN114VP. Le DMP en place respecte donc bien le requis SDD même s'il n'est pas identifié dans la FACR. Aucun mode de preuve n'est apporté concernant la manchette, les couples de serrage appliqués, l'impact sur la FACR…
Demande A3 : je vous demande d'**analyser la situation ci-dessus et de démontrer, a posteriori,**
l'absence réelle **d'impact sur la sûreté du montage mis en place lors du remplacement du** détendeur 3 REN 114 VP par une manchette sans analyse des exigences définies qui lui étaient applicables **et sans justification des dispositions éventuellement prises pour garantir** un niveau de sûreté équivalent.
Vous me rendrez compte des conclusions de cette analyse.
## B. Demandes De Compléments D'Information Organigramme Di
Du fait de la dosimétrie ambiante à proximité immédiate des soudures à contrôler, plusieurs équipes de la DI sont intervenues pour effectuer les contrôles contradictoires de surveillance des prestataires en charge des vérifications des soudures par ultrasons.
L'inspecteur a constaté, le 25 mars, l'absence d'organigramme associé à ces actions de surveillance ce qui ne permet pas d'identifier clairement et surtout exhaustivement l'ensemble des agents ayant réalisé cette surveillance ainsi que leurs compétences et missions respectives. En effet, lors de l'inspection, les difficultés rencontrées ont montré l'importance de la présence de plusieurs agents de la DI sur le terrain. Demande B1 : je vous demande de me transmettre la liste exhaustive **(sous forme** d'organigramme) des agents de la DI (y compris du groupe **d'intervention polyvalent END**
CND (GIPEC)) ayant participé à la surveillance des activités ainsi que leur qualification COFREND au titre des ultrasons.
## Contrôle Technique Mis En Place Par Le Prestataire En Charge Des Contrôles Par Ultrasons
Lors de l'inspection vous avez fournis à l'ASN le programme de contrôle technique du prestataire en charge des ultrasons. Ce programme identifie, pour chaque UT à réaliser, la phase de l'activité soumise à contrôle technique. Le 30 mars vous avez complété ce document par la transmission d'une note de votre prestataire (référencée NUC - 1004 - j) qui détaille le *contrôle technique appliqué* aux interventions en maintenance nucléaire sur les ouvrages EDF.
Ce document générique précise notamment :
a) Activité réalisée en moins d'une demi-journée : Présence du Contrôleur Technique pendant la phase. b) Activité réalisée en plus d'une demi-journée : Le contrôleur technique assiste au lancement de l'activité sur la zone concernée.
Puis il peut être présent sur une partie des acquisitions : - En UT, cela concerne notamment les secteurs de la zone *ayant des indications hors critère pour lesquels* il valide le contrôle et l'interprétation (exemple 105 GV, VVP, …).
- *En UT MEP, il effectue une reprise du point mini et des points en variation significatives identifiés par* le chargé de travaux. Ce document générique n'est pas spécifiquement adapté aux contrôles techniques des UT optimisés mis en œuvre dans le cadre du risque de corrosion sous contrainte puisqu'il ne s'attache pas à vérifier les exigences définies spécifiquement imposées pour cette activité. Demande B2 : je vous demande de m'indiquer **quelles sont les dispositions que vous allez** mettre en œuvre pour vous assurer que le **contrôle technique de votre prestataire est adapté**
aux spécificités des **chantiers de recherche de CSC.**
## Pièces De Rechange
Concernant les découpes de tuyauteries qui vont être effectuées pour analyses approfondies des éventuels défauts détectés, vous avez précisé disposer de pièces de rechange au sein de votre stock stratégique.
Concernant l'état de ces matériels stockés depuis plusieurs années (1997 et 2001) vous avez indiqué appliquer la note générique relative à l'entreposage des pièces de rechanges (référencée D4507021296 - Note technique d'assurance qualité n°02/1296, référentiel de conservation des matériels et des pièces de rechange). Un contrôle de l'état de ces matériels sera également effectué à leur arrivée sur site. Vous n'avez cependant pas pu préciser si des dépassements des températures (à ≤ 25°C et hygrométries (50%) limites de conservation avaient été relevés pendant ces années d'entreposage ou si le conditionnement retenu initialement avait pu être conservé.
## Demande B3 : Je Vous Demande De Me Transmettre Un Bilan :
- des éventuels dépassements des valeurs limites de température et d'hygrométr**ies**
retenues pour l'entreposage de ces pièces de rechange,
- **des éventuelles dégradations des conditionnements retenus,** - ainsi que l'impact, sur ces mêmes matériels, des éventuels **écarts détectés.**
## C. Observations Contrôles Transverses Réalisés
C1. En cours de contrôle, l'ASN a attiré votre attention sur la nécessité de s'assurer de l'absence de dérive de l'appareil de mesure lors du changement de détecteur. C2. Le 25 mars, les informations concernant les éventuelles réparations effectuées sur les soudures à contrôler n'étaient toujours pas disponibles pour l'inspection. Ce point a cependant fait l'objet d'échanges techniques entre la DI et l'inspecteur afin de préciser les risques, pour l'exploitation des résultats des contrôles, associés à d'éventuelles réparations. J'ai bien noté que ce point allait faire l'objet d'une information détaillée à la direction des équipements sous pression de l'ASN. C3. J'ai bien relevé que les contrôles contradictoires effectués en ultrasons par la DI correspondaient à la surveillance de l'activité de votre prestataire. Pour des raisons de dosimétrie, vous avez indiqué ne pas avoir fait de surveillance « par-dessus l'épaule » telle que le prévoyait votre programme initial de surveillance.
Cette surveillance ne fait pas l'objet d'un contrôle technique. Lors du contrôle du 25 mars, des écarts ayant été détectés entre les résultats du contrôle réalisé par votre prestataire et ceux obtenus par les intervenants de la DI, ces derniers ont été amenés à refaire une prise de mesure en intervertissant l'opérateur et son accompagnateur, ce qui a été jugé comme une bonne pratique et montre que deux intervenants (ex : un réalisant le geste et l'autre assurant son contrôle technique) peuvent s'avérer utiles en cas de difficulté. Ce nouveau contrôle a permis de lever le doute initial.
Il pourrait s'avérer utile, dans le cadre de l'organigramme visé par la demande B1, d'y préciser l'organisation et les rôles des intervenants de la DI en cas de difficultés.
C4. Dans le cadre du fortuit affectant un échangeur du circuit REN, une activité du circuit RRI (réfrigérant intermédiaire) de la voie B, mesurée sur la chaîne 3KRTOO5MA, a été relevée de l'ordre de 0,05 MBq/t pendant quelques minutes. Après analyse, et selon vos éléments transmis le 30 mars, cette activité reste largement inférieure à la valeur limite de 0,4 MBq/t, fixée dans les spécifications radiochimiques, ce qui vous permet de confirmer que le circuit RRI voie B est conforme pour une exploitation normale. Par ailleurs, suite à cette montée d'activité ponctuelle, vous avez précisé que le service SPR avait réalisé des cartographies d'irradiation au niveau des locaux RRI tranche 3 sans constater d'évolution du débit d'équivalent de dose, de l'ordre de 0.3 µSv/h, ce qui semble confirmer l'absence d'impact en terme d'irradiation.
Enfin, vous relevez que l'analyse du retour d'expérience d'une montée d'activité plus importante du circuit RRI du réacteur 4, en 2020 montre que cette montée d'activité n'a pas engendré de traces de contamination lors des ouvertures des circuits concernés. J'ai donc bien noté qu'au regard de ces divers éléments, le service SPR considérait que la montée d'activité dans le circuit RRI voie B de la tranche 3 n'est pas significative et ne nécessitait pas le classement du circuit en ZppDN (Zone à possible production de Déchet Nucléaire). C5. Lors de la consultation de divers dossiers de suivi d'intervention, des biffages et ratures de dates ont été constatés par l'ASN. J'attire votre attention sur l'importance de la rigueur à apporter lors du renseignement de ces dossiers. Si des corrections peuvent être apportées à ces dossiers elles doivent permettre d'identifier le correcteur afin d'éviter toute suspicion de fraude.
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 de l'ASN
Signée par : Arthur NEVEU |
INSSN-OLS-2022-0703 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-016679 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Belleville-sur-Loire BP 11 18240 LERE Orléans, le 31 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville-sur-Loire - INB n° 127 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0703 du 23 mars 2022 « Inspection de chantier dans le cadre de l'arrêt pour simple rechargement de la tranche 1»
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1],
concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 23 mars 2022 au CNPE de Belleville-sur-Loire sur le thème « *inspection de chantier dans le cadre de* l'arrêt pour simple rechargement de la tranche 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
L'inspection en objet portait sur les activités en cours lors de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n° 1 en cours depuis le 12 mars 2022. L'inspection a débuté par un échange sur l'écart de conformité (EC) 499 relatif à des défauts de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires de sous-tranches et sur l'EC 423 relatif à des anomalies sur des ancrages des matériels de ventilation. A ce stade les inspecteurs n'ont pas de remarque sur la gestion de ces deux EC par le CNPE.
Des échanges ont ensuite porté sur plusieurs anomalies détectées en début d'arrêt. La découverte de plusieurs corps migrants issus d'un oxygénomètre dans un des générateurs de vapeur, les anomalies constatées lors des contrôles sur des dispositifs autobloquants (DAB) ou lors des contrôles sur les soupapes SEBIM du circuit primaire principal (RCP) et les traces de bore découvertes sur deux soupapes du circuit de refroidissement à l'arrêt (RRA) ont notamment été abordées. A ce stade, hormis pour les anomalies détectées sur les soupapes SEBIM du RCP, les inspecteurs n'ont pas de remarque sur la gestion de ces fortuits et sur les actions correctives prévues par l'exploitant. Les inspecteurs se sont ensuite rendus dans le bâtiment réacteur pour constater les anomalies découvertes sur les soupapes SEBIM du RCP. Un contrôle par sondage des lignes d'asservissement, d'impulsion et d'échappement a mis en lumière d'autres anomalies. Un autre contrôle par sondage a également été réalisé sur deux soupapes du RRA. Celui-ci a permis de constater une nouvelle anomalie potentielle. Les inspecteurs soulignent la nécessité que toutes les anomalies présentes sur les lignes des soupapes SEBIM du RCP et du RRA et sur leurs armoires soient identifiées et résorbées avant le redémarrage du réacteur. Un échange a également eu lieu avec le chargé de surveillance en charge du suivi du chantier de remise en conformité des diaphragmes EAS. Les inspecteurs soulignent le renforcement de la surveillance de l'exploitant sur cette activité qui avait fait l'objet de non qualités de maintenance lors du dernier arrêt de tranche. Des contrôles par sondage ont enfin eu lieu sur la propreté radiologique des locaux, sur la conformité d'ancrages de matériels de ventilation, sur l'absence de charge calorifique non autorisée dans plusieurs locaux d'un secteur de feu sûreté à fort enjeu incendie du bâtiment électrique et sur la présence effective d'eau dans plusieurs siphons de sol dans ces mêmes locaux. Il ressort de cette inspection que l'état des chantiers vus le jour de l'inspection ainsi que la gestion par l'exploitant des activités et des fortuits abordés par sondage sont globalement satisfaisants.
L'ASN souligne cependant qu'une attention particulière doit être portée à la détection et à la résorption des anomalies associées aux lignes d'asservissement, d'impulsion, d'échappement et aux armoires des soupapes SEBIM du RCP et du RRA.
## A. Demandes D'Actions Correctives Anomalies Détectées Sur Les Soupapes Sebim Du Circuit Primaire Principal
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 manque*ment 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] requiert que « *I. ― L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux* enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à :
― déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; ― définir les actions *curatives, préventives et correctives appropriées ;* ― mettre en œuvre les actions ainsi définies ; ― évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives. » Dans le cadre des contrôles réalisés au titre de la résorption de l'écart de conformité 583 qui porte sur les supportages des lignes d'asservissement des tandems de soupapes SEBIM du pressuriseur, le site de Belleville a relevé un certain nombre d'anomalies. Il a ainsi été détecté que certains supports associés aux lignes d'asservissement de deux tandems SEBIM présentent une légère déformation probablement due à un surserrage des étriers solidarisant les lignes d'asservissement avec ces supports. Le site prévoit de réaliser un ressuage des lignes d'asservissement impactées. Les inspecteurs soulignent que les supports déformés devront être remplacés si leur intégrité n'est pas démontrée.
Lors de leur contrôle, les inspecteurs ont constaté la présence d'autres supports légèrement déformés associés aux lignes d'asservissement du troisième tandem de soupapes SEBIM. Suite à l'inspection, le site a indiqué s'être positionné sur l'absence d'impact sur la sûreté de cette légère déformation.
Le CNPE a également observé que les rayons de courbure des câbles des capteurs de position des six soupapes SEBIM sont inférieurs à la valeur attendue pour assurer notamment le bon fonctionnement de ces capteurs en cas de séisme.
Les inspecteurs ont quant à eux constaté que les presses étoupes qui solidarisent les soupapes avec les capteurs de position ont tendance à pincer fortement les câbles. Les inspecteurs s'interrogent sur la tenue au séisme des câbles faisant ainsi l'objet de tels pincements. Les autres anomalies détectées par le site portent notamment sur l'interaction d'un chemin de câble avec une des lignes d'impulsion, sur l'absence de protection sur un câble d'un capteur de déplacement d'une des soupapes, sur une coaxialité non conforme sur la ligne d'asservissement d'une des soupapes et sur une rayure sur une autre ligne d'asservissement. Les inspecteurs ont quant à eux constaté la présence de freinages d'écrous non conformes sur la tête de détection d'une des soupapes, l'absence d'un contre écrou sur un support de la ligne d'échappement d'une des soupapes et la présence de deux supportages associés à une ligne d'échappement paraissant en partie dessoudés. Lors du contrôle les inspecteurs se sont également interrogés sur la conformité au plan de certains équipements et supports. Ils ont notamment constaté qu'une ligne associée à une soupape SEBIM dispose de trois étriers la solidarisant à un support au sol dont deux ne sont pas fixés. La conformité au plan du grugeage d'une poutre de la structure métallique associée aux soupapes SEBIM ainsi que celle du léger coude que l'on retrouve sur les lignes d'asservissement à proximité des soupapes pose également question. Demande A1 : je vous demande de vous assurer que l'ensemble des anomalies relatives aux soupapes SEBIM du circuit primaire principal soit identifié et résorbé **avant le redémarrage**
du réacteur. Vous me préciserez notamm**ent pour chaque constat réalisé lors de l'inspection** si **une anomalie a été caractérisée et le cas échéant les mesures correctives mises en œuvre.** Le circuit de refroidissement à l'arrêt du réacteur (RRA) dispose également de soupapes SEBIM
qui peuvent présenter, pour certaines, des anomalies similaires à celles détectées sur les soupapes du circuit primaire. Les inspecteurs ont réalisé un contrôle par sondage sur une des soupapes du RRA pour identifier d'éventuelles anomalies similaires à celles listées précédemment. Ils ont constaté que le rayon de courbure du câble associé au capteur 1 RRA 216 MT était probablement inférieur à la valeur attendue. Un contrôle doit être réalisé par le CNPE sur les soupapes SEBIM du circuit RRA pour identifier les éventuelles anomalies et les résorber.
Demande A2 : je vous demande de réaliser des contrôles sur les soupapes SEBIM du RRA
similaires à ceux réalisés sur les soupapes du circuit primaire principal et de résorber les éventuelles anomalies détectées avant le redémarrage du réacteur.
Vous me préciserez les conclusions de vos investigations et les actions éventuellement engagées à l'issue.
B. Demande de co**mpléments d'information**
Néant
## C. Observations
C1 : Les inspecteurs se sont rendus sur le chantier de remise en conformité des diaphragmes 1EAS
15-16 81-82 DI. Ce chantier fait suite à une activité réalisée lors du précédent arrêt ayant fait l'objet de non-qualités de maintenance de la part du prestataire. Après échange avec le chargé de surveillance EDF de l'activité, il apparaît que ces travaux font l'objet d'une surveillance permanente par l'exploitant. Ainsi près de 70 actes de surveillances sont programmés pour un chantier d'environ une semaine. Dans le local 0405, la présence d'un sac de déchets non évacué en lien avec l'activité sur les diaphragmes EAS a néanmoins été constatée par les inspecteurs. Ce sac était à l'origine d'un goutte à goutte d'eau potentiellement contaminé formant une flaque à l'étage inférieur. Suite à cette découverte, le sac a été évacué par l'exploitant. Et des contrôles de conta ? C2 : les inspecteurs ont constaté que la porte 1 JSL 531 QE du local LD 509 ne peut pas s'ouvrir depuis l'intérieur du local. Un travailleur présent à l'intérieur peut ainsi se retrouver enfermé si celle-ci venait à être fermée. Le risque est d'autant plus accru qu'une consigne présente sur la porte mentionne que celle-ci doit rester fermée, vraisemblablement pour des questions de gestion du risque incendie. Ce point a fait l'objet d'une information de l'inspecteur du travail en charge du suivi de votre CNPE.
C3 : Un soufflet a été constaté cassé dans le local LC 405.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du pôle REP
Signée par : Christian RON |
INSSN-OLS-2022-0784 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-019463 Monsieur le Directeur du Centre Paris-Saclay Commissariat à **l'Energie Atomique et aux** énergies alternatives Etablissement de Saclay 91191 GIF SUR YVETTE Cedex Orléans, le 14 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Site CEA de Saclay - INB n° 101 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0784 du 25 mars 2022 « Contrôle - Commande - CEP »
Réf. :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie 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 mars 2022 au CEA de Saclay à l'INB n° 101 sur le thème « Contrôle - Commande - CEP». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Contrôle - Commande - CEP ». Les inspecteurs ont débuté par un point d'actualités de l'INB. Ils ont examiné l'état du contrôle commande de l'installation en termes d'actualités et de perspective en vue du démantèlement, d'organisation et de modification. Les inspecteurs ont ensuite procédé à une visite de la salle de conduite, du local des électroniques, du hall de montage et de son extension, du local où une opération de changement de la résine appliquée sur le sol avait lieu et de l'aire de dépotage des citernes de fioul. Ils ont terminé par l'examen de la gestion des CEP (contrôles et essais périodiques) sur l'INB, ainsi que celui par sondage de quelques CEP en lien avec le contrôle commande et de quelques FEA (Fiches d'écart et d'amélioration). Au vu des contrôles réalisés, les inspecteurs soulignent la qualité du planning d'organisation des essais et des maintenances et du planning de gestion des coactivités ainsi que le travail important réalisé en termes de justification et de formalisation des suppressions de certaines fiches d'essais et de certaines fiches de maintenance suite à l'arrêt du réacteur Orphée. Des actions correctives sont attendues concernant le maintien en position fermée des portes coupe-feu et des compléments sont demandés concernant les non-conformités relevées sur les fiches de maintenance des barboteurs, les conclusions de la FEA ouverte suite au bilan 2021 des CEP réalisés, l'inhibition du confinement automatique du bâtiment réacteur et la présence d'une palette de sceaux de poudre de matière dangereuse dans le soussol eau secondaire.
## A. Demande D'Actions Correctives Porte Coupe-Feu Maintenue Ouverte
L'article 4.1.1 de la décision du 28 janvier 2014 [2] dispose :
[…] Des dispositions particulières sont mises en place afin de limiter, notamment, la propagation *des fumées et la* propagation d'un incendie par des gaz chauds ou par des écoulements ou projections enflammées, notamment dans le cas des zones de feu. […] Lors de la visite de l'installation, les inspecteurs ont constaté que la porte coupe-feu entre la salle des électroniques et la salle de conduite était maintenue ouverte par un système artisanal. Vos représentants ont indiqué que cela était dû à un dysfonctionnement de la climatisation. Aucune mesure compensatoire n'était mise en œuvre. Suite au passage des inspecteurs, la porte a été refermée.
Demande A1 : je vous demande de veiller à la fermeture des portes coupe-**feu de l'INB n° 101 et** lorsque, cela n'est pas possible, **de mettre en œuvre des mesures compensatoires adaptées.**
## B. Demandes De Compléments D'Information Maintenance Annuelle Des Barboteurs De L'Inb N° 101
Les inspecteurs ont examiné les fiches de maintenance annuelle des barboteurs de l'INB. Ils ont constaté que pour les barboteurs de numéros de chrono 2022-050 et de numéro de série 0160595 leur état initial était indiqué comme non conforme. De plus, pour le barboteur MARC7000 Tritium de numéro de série 0160596, le groupe froid numéroté 3931148 était hors service à la prise en charge (le 20 janvier 2022). Ce dernier a été remplacé le 24 janvier 2022. Ces barboteurs étaient en service au moment de cette maintenance. Des justifications sont attendues concernant d'éventuels impacts de ce hors service et de cette non-conformité sur la qualité des mesures de ces barboteurs. Demande B1 **: je vous demande de me transmettre les justificatifs associés aux éventuels impacts de** ce hors service et de cette non-conformité sur la qualité des mesures de ces barboteurs.
## Bilan 2021 Des Contrôles Et Essais Périodiques (Cep)
Les inspecteurs ont examiné la FEA (fiches d'écart et d'amélioration) 2022-FEA-0320. Cette dernière indiquait qu'à la date du 31 janvier 2022 : - 37 fiches d'essais (Fs) et de maintenances (Fm) périodiques n'étaient pas arrivées au Bureau Support
(BS) pour enregistrement (pas de date de réalisation connue)
- 34 autres fiches ont bien été enregistrées au BS (date de réalisation connue) mais n'étaient pas revenues du circuit de signature pour archivage
- 41 fiches ont été réalisées aux dates supérieures à celles des dates limites de tolérance (+25%). Demande B2 **: je vous demande de me transmettre l'analyse de déclarabilité d'événement significatif** relative aux 41 fiches relatives à des CEP réalisées aux dates supérieures à celle des dates limites de tolérance ainsi que les justificatifs des éventuelles actions correctives menées suite aux constats concernant les 37 et 34 autres fiches citées ci-dessus.
## Inhibition Du Confinement Automatique
Les inspecteurs ont examiné la FIDEM 2022-009 (fiche de demande de modification) relative à l'opération de l'inhibition du confinement automatique qui s'est déroulée le 24 mars 2022. Ils ont pu consulter les notes prises dans le cadre de la réalisation de cette opération. Demande B3 : je vous demande de me transmettre la FIDEM 2022-009 **relative à l'opération de** l'inhibition du confinement automatique une fois clôturée.
Lors de la visite de l'installation et, en particulier, au niveau de la salle des électroniques, les inspecteurs ont constaté que la couleur des câbles utilisés pour réaliser les shunts relatifs à cette opération dans l'armoire SE 34 AR est différente de celle utilisée pour les armoires SE 23 AR et SE 28 AR (pas d'harmonisation). De plus, les câbles débranchés ne sont pas munis à leur extrémité d'un ruban adhésif isolant. Une réflexion devrait être menée concernant une uniformisation des shunts ainsi que sur l'isolation électrique des câbles débranchés. Demande B4 **: je vous demande de me transmettre les conclusions de cette réflexion ainsi que les** justificatifs des éventuelles actions mises en œuvre.
## Synoptique D'Une Vanne En Position « En Croix »
En salle de conduite, les inspecteurs ont constaté sur le synoptique du circuit eau lourde que la vanne EL60VS était en position « en croix », c'est-à-dire à la fois ouverte et fermée. Vos représentants ont confirmé que cette vanne était consignée en position fermée et qu'il y avait, a priori, une anomalie de report du capteur de fin de course. Ils ont indiqué que des investigations étaient prévues pour confirmer l'origine de l'anomalie. Il y a un barrage sur la portion de circuit qui permet de confirmer que la vanne est intègre.
Demande B5 : je vous demande de me transmettre le justificatif d**es actions mises en œuvre afin de** traiter cette anomalie de synoptique. Présence d'une palette de sceaux de matière dangereuse au niveau du sous*-sol ES (eau secondaire)* Lors de la visite de l'installation, au niveau du sous-sol ES, les inspecteurs ont constaté la présence d'une palette de sceaux de poudre de « classe de danger 5.1 » utilisée pour traitement de l'eau. Le choix de ce lieu d'entreposage n'a pu être justifié par vos représentants.
Demande B6 : je vous demande de me transmettre les justificati**fs du choix de ce lieu d'entreposage** ou la preuve de l'entreposage de cette poudre dans un endroit adapté et prévu pour.
## C. Observations
Accessibilité des extincteurs dans le hall de montage C1 : lors de la visite du hall de montage de votre installation, les inspecteurs ont constaté la présence d'un chariot de ménage devant un extincteur. Vos représentants ont déplacé ce chariot. Un autre extincteur était présent derrière un des 2 châteaux combustibles. Il convient de veiller à l'accessibilité des extincteurs dans le hall de montage de l'INB.
## Suppression Des Fiches D'Essais Et Des Fiches De Maintenance
C2 : Suite à l'arrêt du réacteur Orphée, l'INB a réalisé un travail important concernant la justification et la formalisation des suppressions des fiches d'essais et des fiches de maintenance qui ne sont plus nécessaires. Les inspecteurs ont cependant constaté quelques erreurs concernant, notamment, la fiche d'essai annuelle du circuit auxiliaire associée à la vérification du bon fonctionnement des alertes et automatismes associés aux systèmes fonctionnels du circuit EA (eau auxiliaire) et la fiche d'essais annuels du système du circuit d'EL (eau lourde). Le travail est donc à poursuivre.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la division d'Orléans Signé par : Arthur NEVEU |
INSSN-BDX-2022-0001 |
## Synthese De L'Inspection
Référence courrier : CODEP-BDX-2022-013891 **Monsieur le directeur du CNPE du Blayais**
BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE
**Bordeaux, le 14 avril 2022** Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
CNPE du Blayais : Inspection relative aux modifications matérielles au titre du 4ème **réexamen de sûreté**
réalisées avant la visite décennale du réacteur 1. N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : **Inspection n° INSSN-BDX-2022-0001** Références : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de**
base.
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 15 mars 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais sur le thème « Modifications matérielles au titre du 4ème **réexamen de sûreté réalisées avant la visite décennale du réacteur 1 ».**
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
Dans le cadre du suivi des quatrièmes visites décennales des réacteurs du palier 900 MW, l'ASN a défini un plan de contrôle établi sur la base des deux objectifs du réexamen périodique défini à l'article L. 593-18 du code de l'environnement [1], c'est-à-dire la vérification de la conformité des installations au référentiel de sûreté et la réévaluation de sûreté. Ce plan concerne notamment les actions (travaux et actions de vérification) menées par EDF avant la quatrième visite décennale lorsque le réacteur est en fonctionnement ainsi que celles réalisées pendant l'arrêt du réacteur pour sa visite décennale.
L'inspection du 15 mars 2022 entre dans le cadre du plan de contrôle précité et a porté sur le thème
« Modifications matérielles au titre du 4ème **réexamen de sûreté réalisées avant la visite décennale »**
qui débutera en juin 2022 pour le réacteur 1 du Blayais. Cette inspection visait donc à examiner par Cité administrative de Bordeaux - Boite 21 - 2, rue Jules Ferry - 33090 Bordeaux cedex - France Téléphone : +33 (0) 5 56 24 87 26 / Courriel : [email protected] asn.fr sondage des modifications matérielles associées au quatrième réexamen périodique réalisées en tout ou partie avant le début de l'arrêt.
Dans une première partie de l'inspection, les inspecteurs se sont intéressés à l'organisation mise en place pour l'intégration et le suivi des modifications précitées. Dans une seconde partie, les inspecteurs ont examiné, par sondage, sur la base des dispositions des articles R.593-56 et suivants du code de l'environnement, le respect des dispositions mentionnées dans les dossiers déposés par EDF pour la réalisation des modifications matérielles suivantes :
- **PNPP 1907 : création d'un système de refroidissement mobile diversifié de la piscine du**
bâtiment combustible (BK) dite « PTR1 **bis » ;**
- PNPP 1811 : mise en œuvre de la disposition EAS2 **"ultime" visant à évacuer la puissance**
résiduelle hors de l'enceinte sans ouverture du dispositif d'éventage de l'enceinte de confinement ;
- **PNPE 1068 : distribution électrique noyau dur visant à mettre en œuvre une architecture de**
distribution électrique qui sera utilisée notamment en situation extrême ;
- **PNPP 1870 : robustesse sismique du dispositif U5 (filtration iode) ;** - **PNPE 1070 : amélioration du conditionnement thermique des locaux électriques DVL.**
A l'issue de l'inspection, les inspecteurs estiment que l'organisation mise en place est globalement satisfaisante. Le déploiement des modifications est suivi et réalisé, pour la majorité d'entre elles, selon le planning défini par l'exploitant. Les inspecteurs ont noté favorablement la mise en place d'une instance de suivi, visant d'une part à s'assurer du respect du planning des modifications matérielles et de l'intégration du référentiel, et d'autre part, à arbitrer suffisamment en amont le transfert de la réalisation ou de la finalisation d'une modification sur le projet d'arrêt de tranche (AT).
De plus, les inspecteurs ont souligné les efforts pédagogiques qui ont été déployés par le CNPE pour intégrer les modifications induites par la 4ème **visite décennale à tous les niveaux, en particulier :**
- **la mise en place d'un support d'information tel que le « Book grand carénage »,** - **le déploiement de formations adaptées,**
- **la mise en place d'une aide inter-sites,** - **le regroupement géographique des correspondants « métiers » au plus près de l'équipe**
commune en charge du suivi des modifications.
En revanche, les inspecteurs ont constaté que le suivi de l'exploitation et de la prise en compte du retour d'expérience (REX) externe, capitalisé sur le parc lors de la réalisation de modifications sur les autres CNPE, manquait parfois de formalisation. Ils ont aussi relevé un manque d'attitude interrogative dans le déploiement de la modification « PNPP 1907 » qui concerne l'adjonction d'un dispositif supplémentaire de refroidissement de la piscine de désactivation. Un défaut de coordination entre différents corps de métiers lors la phase finale de déploiement de cette
1 **PTR : système pour le traitement et la réfrigération des eaux des piscines du bâtiment réacteur et du bâtiment**
combustible 2 EAS : système d'aspersion enceinte modification a en effet conduit à l'absence de détection d'un écart. Enfin, les inspecteurs ont relevé des erreurs fréquentes dans les relevés de cotes pour la préfabrication d'éléments en atelier, nécessitant a posteriori des réparations lors de l'implantation finale de l'équipement dans l'installation. Les inspecteurs ont par ailleurs contrôlé sur le terrain l'intégration des modifications PNPP 1907, 1811 et 1870, ce qui a conduit à quelques questions et constats d'écarts restés sans réponse à l'issue de l'inspection. Au vu de cet examen il apparait que le processus mis en œuvre pour le déploiement des modifications matérielles liées à la quatrième visite décennale du réacteur 1 du CNPE du Blayais semble maîtrisé.
## A. Demandes D'Actions Correctives Exploitation Du Rex - Déploiement De La Pnpp 1907 Dite « Ptr Bis » Pour Le Refroidissement De La Piscine Du Bâtiment Combustible (Bk)
Le III de l'article 2.4.1 de l'arrêté [2] prévoit que :
« Le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant : ― d'identifier les éléments et activités importants pour la protection, et leurs exigences définies ; ― de s'assurer du respect des exigences définies et des dispositions des articles 2.5.3 et 2.5.4 ; ― d'identifier et de traiter les écarts et événements significatifs ;
― **de recueillir et d'exploiter le retour d'expérience** ; ― de définir des indicateurs d'efficacité et de performance appropriés au regard des objectifs qu'il vise. » Lors de l'examen de la modification PNPP 1907, les inspecteurs ont souhaité savoir comment le CNPE du Blayais prenait en compte le REX issu du déploiement de cette modification sur le parc.
Vos représentants ont déclaré que l'exploitation du REX était réalisée lors de réunions hebdomadaires. Toutefois, les décisions prises n'étant pas systématiquement enregistrées, vos représentants n'ont pas été en mesure de démontrer aux inspecteurs que le REX était complètement exploité. Ils ont précisé que cette action pourrait être réalisée de façon systématique, lorsque votre outil informatisé d'enregistrement des constats de terrain « CAMELEON » serait opérationnel dans le domaine du suivi du REX. En revanche, pour la modification PNPP 1811, vos services ont été en mesure de démontrer aux inspecteurs que l'exploitation du REX avait bien été réalisée, grâce à l'utilisation d'un outil d'enregistrement de type tableur.
A.1 : L'ASN vous demande de renforcer et d'harmoniser vos pratiques permettant d'enregistrer et d'exploiter de manière exhaustive le REX issu de l'intégration sur d'autres réacteurs des modifications liées au 4ème rééxamen de sûreté sans attendre le déploiement complet du logiciel « CAMELEON ».
## B. Demandes D'Informations Complementaires Ancrages - Pnpp 1811 Mise En Place Du Système D'Aspersion De Secours De L'Enceinte Ultime (Easu))
Lors de la visite de terrain sur le chantier de la modification PNPP 1811, les inspecteurs ont constaté que les massifs en béton créés pour ancrer les deux supports du nouvel échangeur 1 EAS 560 RF du système d'aspersion de l'enceinte et de recirculation de l'aspersion présentaient des fissures qui semblaient traverser toute l'épaisseur de la dalle. Un constat analogue réalisé sur le CNPE de Gravelines avait fait l'objet d'un REX.
B.1 : L'ASN vous demande de lui transmetre votre position sur l'acceptabilité de la tenue mécanique des massifs en béton mis en place pour l'ancrage des supports de l'échangeur 1EAS560RF et présentant des fissures traversantes. Vous la tiendrez informée des suites qui seront données en fonction des résultats et conclusions de vos investigations.
## Prise En Compte Du Rex - Pnpp 1870 - Robustesse Sismique Du Dispositif U5 (Filtre À Iode)
La réalisation de la modification PNPP 1870 nécessitait le décalorifugeage de la ligne de contrôle des fuites de la première barrière (EPP) qui fait partie du dispositif U5 (filtre à iode). Afin de garantir la disponibilité du dispositif U5, et en particulier de sa fonction de préchauffage, une longueur maximale de décalorifugeage de 4,5 m de cette ligne devait être respectée. A défaut, une indisponibilité au titre des spécifications techniques d'exploitation (STE) devait être posée pour une durée limitée à trente jours pour permettre la réalisation des travaux. Un écart à ces dispositions a fait l'objet d'un REX négatif de la part du CNPE de Paluel qui a déclaré à ce sujet un événement significatif le 2 avril 2021 pour une longueur décalorifugée de 13,5 m dans un premier temps auxquels se sont rajoutés 22,5 m supplémentaires pendant une durée de 3 mois. Cet événement avait été porté à votre connaissance. Au cours des échanges en salle, vos services ont déclaré que la longueur de la ligne décalorifugée a été très limitée pendant les travaux. Toutefois lors de la visite de terrain, les inspecteurs ont estimé qu'une longueur d'environ 20 m de tuyauterie avait été décalorifugée, potentiellement depuis juillet 2021, ce qui est contraire aux dispositions des STE précitées.
B.2 : L'ASN vous demande de lui communiquer votre analyse de cette situation, en particulier en ce qui concerne les longueurs de tuyauteries décalorifugées et les durées de décalorifugeage de la ligne EPP faisant partie du dispositif U5. Le cas échéant, vous prendrez les mesures correctives nécessaires et vous vous positionnerez sur la déclaration d'un événement significatif pour la sûreté au vu du non respect des dispositions des STE.
## Mesures Compensatoires À La Suite D'Écarts - Pnpp 1907 Dite « Ptr Bis » Pour Le Refroidissement De La Piscine Du Bâtiment Combustible (Bk)
A l'issue du déploiement du tome A de la modification PNPP 1907, vous avez constaté un écart concernant la position des brides boulonnées des vannes d'isolement 1 PTR 303 et 304 VB ainsi que d'une ligne de purge vers le système RPE des purges, évents et exhaures nucléaires qui n'étaient pas au-dessus de la rétention prévue, de sorte que les fuites associées à ces organes pourraient ne pas être récupérées par la rétention, à l'intérieur de la casemate. Cet écart qui avait été identifié sur d'autres CNPE (voir observation C.1 ci-après), fait l'objet de mesures compensatoires par la pose de plaques de récupération d'éventuelles égouttures à l'aplomb des brides boulonnées, afin d'être redirigées vers la rétention ultime. Le REX issu des premières réparations mises en place montre que les dimensions des plaques utilisées ne sont pas adaptées pour garantir la récupération des égouttures dans toutes les situations. Vos repésentants ont déclaré être informés de ce constat et que la solution définitive qui sera appliquée sur le CNPE du Blayais n'était pas encore définie.
B.3 : L'ASN vous demande de la tenir informée des dispositions qui seront adoptées pour permettre la récupération des égouttures des vannes et purges situées à l'extérieur de la rétention prévue, dans le cadre du déploiement de la PNPP 1907.
## Protection D'Équipements Électriques - Pnpe 1068 Concernant La Distribution Électrique Noyau Dur (Nd)
La modification PNPE 1068 porte sur la mise en œuvre d'une architecture de distribution électrique permettant de réalimenter, par les diésels d'ultime secours, l'ensemble des systèmes de sauvegarde du « noyau dur » conçu et mis en place au titre du retour d'expérience de l'accident de Fukushima en situation extrême. Le REX issu du déploiement de cette modification a montré que lors des travaux, des dispositifs électriques de protection des installations (unités de polarité) pouvaient être accidentellement heurtées et conduire à un arrêt automatique du réacteur. Pour pallier à ce risque, le CNPE du Blayais a prévu de mettre en place des dispositifs de protection provisoire pendant la durée des travaux, à l'aide d'écrans en plexiglas fixés sur la face avant des armoires électriques. A la suite de la visite de terrain, les inspecteurs ont soulevé les remarques suivantes :
- **dans un même local toutes les unités de polarités ne sont pas protégées ;** - **le risque de déclenchement intempestif de ces dispositifs reste présent même en l'absence de**
travaux.
Ces constats ont conduit les inspecteurs à poser des questions qui sont restées sans réponse à l'issue de l'inspection.
B.4 : L'ASN vous demande de lui préciser comment ont été identifiés les unités de polarité présentant un risque de déclenchement intempestif, quelles protections ont été mises en œuvre et de quelle façon les intervenants ont-ils été informés des exigences les concernant ;
B.5 ; L'ASN vous demande de lui préciser quelle surveillance a été mise en place pour s'assurer que toutes les unités de polarité en cause ont bien été protégées ; B.6 : L'ASN vous demande de lui transmettre votre analyse des risques de déclenchement intempestif d'unités de polarité pouvant conduire à un arrêt automatique de réacteur en fonctionnement normal et de la tenir informée le cas échéant des dispositions adoptées pour les protéger de façon permanente.
## Constats Divers Réalisés Sur Les Chantiers Visités
Les inspecteurs ont été amenés à constater les situations suivantes lors de leurs déplacements ou au cours de leur visite de chantiers :
- chantier de la PNPP 1811 pour la mise en place du système d'aspersion de secours de l'enceinte ultime (EASu) ; dans le local où se situe la vanne du système d'aspersion 1 EAS 510 VP : toutes les platines des systèmes de levage n'étaient pas équipées d'écrous freinés de type
« PAL » ; - dans le cadre de la modification PNPP 1907 « PTR bis », le BOA d'alimentation au niveau du connecteur 1 PTR 038 BC du système de traitement et réfrigération des piscines relié à la commande pneumatique du robinet 1 PTR 001 VB présentait un rayon de courbure pour lequel le respect des critères d'acceptabilité n'a pas pu être démontré, ce qui est susceptible de remettre en cause la tenue dans le temps du matériel en cas de séisme ; - dans le cadre de la modification PNPP 1907 « PTR bis », il a été constaté des disparités dans les fixations au béton des platines pour la mise en place d'équipements, certaines étant fixées uniquement par des tiges filetées en inox et d'autres par des tiges filetées en acier noir ; - dans le cadre de la modification PNPP 1907 « PTR bis », il a été constaté que des plaquettes arrêtoirs posées sur les brides des vannes 1 PTR 303 et 304 VB n'étaient pas en position freinée, alors que la partie « mécanique » des travaux englobant cette activité avait été déclarée terminée.
B.7 : L'ASN vous demande de lui communiquer votre analyse de ces différentes situations et de lui préciser les actions curatives et préventives qui ont été mises en œuvre ou qui sont prévues pour remédier à ces dysfonctionnements.
## C. Observations C.1 Coordination Des Travaux - Attitude Interrogative
C.1 A l'issue du déploiement du tome A de la modification PNPP 1907 « PTR bis », vous avez constaté un écart concernant la position des brides boulonnées des lignes d'aspiration et de refoulement du système PTRbis ainsi que d'une ligne de purge vers le système RPE qui n'étaient pas au-dessus de la rétention prévue, de sorte que les fuites associées à ces organes pourraient ne pas être récupérées par la rétention, à l'intérieur de la casemate. Cet écart avait déjà été identifié sur d'autres CNPE. Les inspecteurs estiment que, outre le fait que le REX issu d'autres sites n'a pas permis d'éviter son renouvellement, cet écart est révélateur d'un manque de coordination dans la réalisation des travaux faisant intervenir plusieurs corps de métiers (en l'occurrence génie civil et chaudronnerie) ainsi que d'un manque d'attitude interrogative sur la finalité et la conception du projet.
## C.2 Préparation Des Activités
C.2 Les inspecteurs ont fait part de leur étonnement concernant la fréquence d'erreurs constatées dans la préparation de certaines activités comportant des parties préfabriquées en atelier nécessitant des relevés de terrain, et qui ont conduit à des défauts d'accostage lors de la pose de l'équipement dans l'installation. Ce type d'erreur s'est produit sur la modification PNPP 1907 concernant la longueur d'une tuyauterie en « T » et sur la PNPP 1811 concernant des orientations de piquages.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des** dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux signé Bertrand FREMAUX |
INSSN-DCN-2022-0830 | Référence courrier :
CODEP-DCN-2022-014837 EDF - **Division de l'Ingénierie du Parc et** De l'Environnement (DIPDE) Monsieur le Directeur 140 avenue Viton 13401 MARSEILLE CEDEX Montrouge, le 11 mai 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Lettre de suite de l'inspection des 15 et 16 mars 2022 sur le thème de l'élaboration et respect de la documentation d'exploitation et de maintenance Lettre suite de l'inspection du []
N° dossier : Inspection n°INSSN-DCN-2022-0830 (à rappeler dans toute correspondance)
Références : Voir ANNEXE
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) fixées à l'article L.592-22 du code en référence [1] relatives au contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu les 15 et 16 mars 2022 à la Division de l'Ingénierie du Parc et de l'Environnement (DIPDE) d'EDF sur le thème de thème de l'élaboration et du respect de la documentation d'exploitation et de maintenance. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
Les inspecteurs de l'ASN ont mené une inspection les 15 et 16 mars 2022 à la Division de l'Ingénierie du Parc et De l'Environnement (DIPDE) d'EDF à Marseille sur le thème du processus de gestion des modifications. Ce processus, qui peut parfois se dérouler sur plusieurs années, débute par une phase dite « d'opportunité » consistant à valider le besoin d'une modification et à engager des ressources pour sa réalisation. Ce processus se poursuit par des phases dites de « réalisation » puis de « suivi des bénéfices » comprenant notamment la conception de la modification, sa mise en œuvre et la prise en compte du Retour d'Expérience (REX). Entre ces phases initiales et finales, le processus comprend des étapes permettant notamment, avant de valider la solution technique finalement retenue et d'acter la décision d'investissement, de réaliser une analyse coût/bénéfice entre différentes solutions techniques potentiellement envisagées.
Cette inspection a été menée exclusivement en salle en présence des représentants d'EDF/DIPDE
travaillant dans différents services contribuant à la gestion des modifications. En particulier, les inspecteurs ont échangé avec des ingénieurs responsables de projets, des spécialistes en charge de certaines thématiques techniques mais aussi avec des représentants responsables des missions de contrôle technique ou de contrôle interne. Lors de cette inspection, les inspecteurs ont porté leur contrôle sur l'ensemble du processus de la gestion des modifications mis en place par EDF en procédant par échantillonnage. Les inspecteurs ont toutefois limité le champ de leur contrôle aux modifications matérielles et aux modifications du chapitre IX des règles générales d'exploitation.
Les inspecteurs ont examiné le processus de gestion des modifications défini par EDF/DIPDE dans son système de gestion intégré et présenté de façon résumée en séance par les représentants présents.
Les inspecteurs ont par la suite confronté ce processus à des dossiers de modifications notables soumises à autorisation au titre de de l'article R.593-55 du code en référence [1] ou soumises à déclaration en application de l'article R.593-59 du même code. Les inspecteurs ont également analysé le processus de gestion des modifications dans le cadre d'une déclaration d'Evènement Significatif pour la Sûreté (ESS) en lien avec une modification.
Lors de cette inspection, les inspecteurs ont tout d'abord pu noter l'attention portée par les représentants d'EDF/DIPDE dans la transmission des documents préparatoires à l'inspection dans les délais demandés par l'ASN. Ensuite, les inspecteurs ont également pu apprécier l'effort, lors des présentations délivrées, de concision réalisé, qui a permis de laisser le temps nécessaire aux échanges. Pour finir, les inspecteurs ont pu constater que, d'une façon générale, la déclinaison du processus de gestion des modifications a significativement gagné en robustesse depuis la transmission à l'ASN du premier dossier de demande d'autorisation de modification matérielle au titre de l'article R.593-55 du code en référence [1] suite à la mise en application de la décision en référence [2].
Toutefois, lors de cette inspection, les inspecteurs ont réalisé un certain nombre de constats qui appellent, soit des actions curatives ou correctives, soit des clarifications de la part d'EDF/DIPDE.
Concernant les constats qui appellent des actions curatives ou correctives, les inspecteurs ont pu constater :
1. que le système de gestion intégré devrait préciser que le délai minimal de deux mois alloué au contrôle technique réalisé par l'instance de contrôle interne (ICI) ne démarre qu'à partir du moment où le dossier était jugé recevable par l'ICI ;
2. que l'analyse des causes profondes à l'origine de lacunes ou d'imprécisions relevées sur certains dossiers de modifications soumises à autorisation ou à déclarations pouvait être renforcée ;
3. que l'origine de la détection de certains écarts en lien avec des modifications devait être reprécisée ;
4. que le système de gestion intégré n'imposait pas, dans le cas de modifications du chapitre IX
des règles générales d'exploitation, de sécuriser l'orientation règlementaire par le service spécialiste de cette thématique ;
5. que l'analyse du cadre règlementaire de certains dossiers de modifications avait été réalisée par des agents n'ayant pas suivi au préalable la formation sur cette AIP ;
6. que l'organisation actuelle ne permettait pas, dans les cas où cela pouvait se justifier, aux futurs exploitants des modifications de se former sur ces modifications avant que le transfert depuis le projet à l'exploitant ne soit prononcé ;
7. que, dans le cas de la modification portant sur le remplacement des Turbines à Combustion
(TAC) par des Groupes d'Ultime Secours (GUS) sur les réacteurs de 1300 MWe (hors Paluel), la pertinence des données de température extérieure à prendre en compte dans la conception de la modification n'a pas été correctement vérifiée ;
8. que, bien qu'une mise à jour soit prévue pour incorporer cette évolution, le système de gestion intégré ne prenait pas en compte à ce jour le risque induit par les systèmes de conception intégrée ;
9. que la caractérisation de l'écart portant sur l'absence de prise en compte de l'aggravant perte d'une file de ventilation dans le cadre de l'évolution du programme d'essai périodique de la ventilation DVR libellée FIS DVR 003 n'avait pas été réalisée ;
Concernant les constats qui appellent des demandes de clarification, les inspecteurs attendent de la part des représentants d'EDF/DIPDE des éléments sur :
1. la pratique actuelle de remplissage du logigramme permettant de définir le statut AIP des documents EDF ;
2. la présentation exhaustive des activités de contrôle réalisées par l'ICI sur le contrôle technique ; 3. les dispositions en vigueur pour garantir que la clôture des Fiches de Thèmes Transverses (FTT)
est une condition sine-qua-non à la validation d'un dossier de modification par le service en charge du contrôle technique ;
4. le rôle du service en charge du contrôle technique dans les activités de contrôle portant sur les impacts documentaires des modifications matérielles ;
5. les prérogatives de l'instance de contrôle interne dans la vérification de la liste des matériels classés EIP-S ;
6. l'impact, sur la qualité du dossier, du calendrier contraint pour la conception de la modification portant sur le remplacement des Turbines à Combustion (TAC) par des Groupes d'Ultime Secours (GUS) sur les réacteurs de 1300 MWe (hors Paluel) ;
7. des précisions techniques ou la justification de choix de modifications dans le cadre du dossier de modification portant sur l'évolution du contrôle-commande des Diesels d'Ultime Secours sur les réacteurs de 900 et de 1450 MWe ;
8. les mesures compensatoires mises en œuvre, dans le cas de la modification portant sur programme d'essais périodiques des DUS de 1300 MWe, en cas de dépassement de critères de groupe A déclassés en critères de groupe B par la modification ;
9. la référence règlementaire permettant, dans le cadre de la modification du programme d'essais périodiques du système de ventilation DVR libellée FA DVR 004, de justifier du caractère non notable de la modification.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
Sans objet.
## Ii. Autres Demandes Système De Gestion Intégré Pour La Gestion Des Modifications Mis En Place Par Dipde
Dans le cadre de cette inspection, les inspecteurs se sont attachés à réaliser une revue du processus de gestion des modifications mis en place à la DIPDE. Dans ce cadre, les inspecteurs ont examiné par échantillonnage les documents en références [4] à [15] qui constituent, selon EDF/DIPDE, le socle du référentiel de gestion des modifications à la DIPDE. Pour mettre en lumière les principales étapes de ce processus, les représentants de DIPDE ont, lors de l'inspection, délivré une présentation de synthèse portant sur l'ensemble de la séquence d'ingénierie d'une modification. Dans le cadre de l'examen du processus de gestion des modifications d'EDF, et sur la base de l'analyse par échantillonnage des documents en références [4] à [15], les inspecteurs ont questionné le remplissage du logigramme de classement AIP (Activité Importante pour la Protection) de la note. En effet, et en prenant à titre d'exemple la note en référence [9] qui définit l'organisation du contrôle interne à EDF/DIPDE, il est répondu « Non » à la première condition qui porte sur le fait de savoir si l'activité concerne directement sur une fonction ou un élément identifié comme un EIP et peut avoir un impact sur la démonstration de protection des intérêts. Or, les activités de contrôle interne à la DIPDE portant notamment sur le respect des exigences définies de la gestion des modifications notables sur des EIP en application de l'article 1.2.10 de la décision en référence [2] semblent concerner directement une fonction ou un élément identifié comme EIP. L'ASN formule ainsi la demande suivante :
- Donner des éléments d'éclairage sur la pratique de remplissage du logigramme de classement AIP des notes constituant le système de gestion intégré portant sur le processus de gestion des modifications à la DIPDE.
- Le cas échéant, se positionner sur une évolution de la pratique de remplissage de ce logigramme.
Dans la note en référence [9], il est mentionné que pour les modifications soumises à autorisation en application de l'article R.593-55 du code en référence [1], hors modifications loties dans un dossier de réexamen périodique, le rapporteur de l'instance de contrôle interne dispose d'un délai de deux mois pour réaliser son activité de contrôle. Ce délai débute au moment de la réception par l'instance de contrôle interne du dossier de modification. Toutefois, les inspecteurs ont pu constater que la qualité des dossiers reçus par l'instance de contrôle interne, par exemple en termes de profondeur d'analyse du cadre réglementaire ou de complétude technique, est susceptible de varier sensiblement d'un dossier de modification à l'autre. Aussi, afin d'éviter de réduire le temps alloué à la réalisation du contrôle interne, il apparait nécessaire de conduire une réflexion sur l'opportunité de faire débuter le délai d'instruction de deux mois uniquement au moment où, suite à une analyse préliminaire, le dossier est jugé recevable par le contrôle interne. L'ASN formule ainsi la demande suivante :
Demande II.2 : Intégrer à la prochaine mise à jour **de la note d'organisation du contrôle interne à**
la DIPDE une réflexion sur **l'intérêt de préciser que le délai d'instruction alloué au** contrôle du rapporteur ne démarre qu'à compter du moment où le dossier est jugé recevable à l'issue d'une phase d'analyse préliminaire du dossier. Communiquer les résultats de cette réflexion à l'ASN.
L'article 1.2.2 de la décision en référence [2] dispose que la gestion des modifications notables est une AIP en application de l'article 2.5.2 de l'arrêté en référence [3]. L'article 1.2.8 de la décision en référence [2] dispose que la gestion des modifications notables fait l'objet d'un contrôle technique en application de l'article 2.5.3 de l'arrêté en référence [3]. Le I. de l'article 2.5.4 de l'arrêté en référence [3] dispose que « l'exploitant programme et met en œuvre des actions adaptées de vérification par sondage des dispositions prises en application des articles 2.5.2 et 2.5.3 [de l'arrêté en référence [3]] ainsi que des actions d'évaluation périodique de leur adéquation et de leur efficacité. ». Pour finir, l'article 1.2.9 de la décision en référence [2] dispose que les « dispositions prises en application des articles 2.5.2 et 2.5.3 de l'arrêté en référence [3] susvisé pour la gestion des modifications notables font l'objet d'une vérification par l'exploitant en application de l'article 2.5.4 du même arrêté
[…]. Cette vérification concerne l'ensemble des actions mentionnées à l'article 1.2.7 de la présente décision. Elle contribue au contrôle interne mis en œuvre par l'exploitant pour la gestion des modifications notables ». La règlementation impose donc que l'ICI mène des actions adaptées de vérification par sondage des activités menées par le contrôle technique.
Les inspecteurs ont interrogé les représentants d'EDF/DIPDE pour que ces derniers précisent les activités de contrôle qui étaient menées par l'ICI sur les activités du contrôle technique. Les représentants d'EDF/DIPDE ont répondu que certaines actions menées par l'ICI sur les activités du contrôle technique figuraient notamment en référence [16]. Toutefois, il s'avère que ces actions ne sont pas mentionnées explicitement dans ce document. L'ASN souhaiterait par conséquent avoir une description exhaustive des activités de contrôle menée par l'ICI sur les activités du contrôle technique. L'ASN formule ainsi la demande suivante :
Demande II.3 : **Détailler de façon exhaustive les opérations de contrôle réalisées par l'ICI sur les**
## Opérations Réalisées Par Le Ct.
Les inspecteurs et les représentants d'EDF/DIPDE ont échangé lors de l'inspection sur la phase de réalisation de la séquence d'ingénierie d'une modification matérielle et plus précisément sur la possibilité qu'ont les exploitants *in fine* des modifications à se former sur ces matériels nouveaux ou modifiés. Il s'avère que les exploitants in fine des modifications n'ont pas la possibilité de se former tant que le transfert de la modification depuis le projet à l'exploitant n'a pas été prononcé. Les inspecteurs ont souligné que ce mode d'organisation est perfectible, surtout dans le cas de modifications matérielles de grande ampleur dont la réalisation peut s'étaler sur plusieurs mois voire années. En effet, il apparait opportun de permettre aux agents des sites de se former sur certaines parties de la modification dès lors qu'elles sont finalisées sans attendre le transfert définitif de l'ensemble de la modification depuis le projet à l'exploitant de façon à optimiser le temps consacré à la formation.
Demande II.4 **: Mettre à jour le système de gestion intégré pour permettre, quand cela se justifie,**
aux futurs exploitants des modifications de pouvoir se former et s'approprier sur site les nouvelles modifications avant que celles-ci soient transférées depuis le projet à l'exploitant.
Dossier de modification soumise à autorisation portant sur le remplacement des Turbines à Combustion (TAC) par des Groupes **d'Ultime Secours (GUS) sur les réacteurs de 1300 MWe (hors**
## Paluel)
Les inspecteurs ont examiné le dossier de demande d'autorisation de modification en référence [17]
déposé en application de l'article R.593-55. Cette demande d'autorisation de modification portait sur le remplacement, à iso-fonctionnalité, des TAC par des GUS sur les réacteurs de 1300 MWe hormis le site de Paluel pour lequel la TAC a été remplacée en 2010.
Pour rappel, dans le cadre de l'instruction de ce dossier par l'ASN et de son expertise par l'IRSN, l'IRSN avait émis l'avis en référence [18]. Cet avis pointe des lacunes relevées dans le dossier concernant notamment la détermination ultérieure de la liste des matériels classés Éléments Importants pour la Protection classés de Sûreté (EIP-S), des imprécisions concernant leurs Exigences Définies (ED) portant en particulier sur la température de fonctionnement du GUS et sur la température requise des matériels, la détermination ultérieure des essais périodiques sur des matériels assurant le conditionnement thermique nécessaire au fonctionnement du GUS ou encore la non prise en compte d'une Fiche d'Amendement (FA) au programme d'essai périodique.
Premièrement, concernant la détermination ultérieure de la liste des matériels classés EIP-S et de leurs ED, les représentants de DIPDE ont indiqué d'une part que la pratique actuelle consiste à faire reposer la définition exhaustive des matériels classés EIP-S sur une Fiche de Thème Transverse (FTT) et que, d'autre part, le contrôle technique considère comme condition sine-qua-non la validation de la FTT EIP-S pour valider le dossier de modification avant transmission à l'ICI. Dans le cadre de l'inspection, EDF a transmis la note en référence [15] censée notamment formaliser les modalités de contrôle technique à la DIPDE. Toutefois, cette note ne mentionne pas de façon explicite qu'un dossier de modification ne peut pas être validé par le contrôle technique avant que les différentes FTT associées ne soient soldées. L'ASN formule ainsi la demande suivante :
- **Communiquer le document de votre système de gestion intégré mentionnant la**
clôture des Fiches de Thèmes Techniques, notamment celle portant sur la définition des EIP-S, comme condition nécessaire **à la validation d'un dossier de modification**
par le contrôle technique.
- Le cas échéant, mettre à jour votre système de **gestion intégré et informer l'ASN de**
cette évolution.
Deuxièmement, les inspecteurs ont pu examiner le compte rendu du contrôle technique en référence
[19] qui détaille notamment les points de contrôle sur la Note d'Analyse du Cadre Règlementaire (NACR) jointe au dossier de demande d'autorisation de modification en référence [17]. Il est mentionné au début de ce document que le contrôle technique mené sur ce dossier a notamment porté sur les « données d'entrées et les hypothèses » devant être prises en compte lors de la conception de la modification. Les inspecteurs constatent, au regard notamment des imprécisions relevées sur la définition de la température de fonctionnement des GUS et sur la température requise des matériels, que cette étape de contrôle n'a pas été réalisée de façon satisfaisante. Par ailleurs, EDF n'a pas fourni aux inspecteurs les comptes rendus du contrôle technique ayant porté sur les évolutions documentaires induites par la modification, en particulier sur les chapitres III et IX des règles générales d'exploitation. L'ASN formule ainsi la demande suivante :
- **Mettre à jour votre système de gestion intégré de façon à garantir que, lors de la**
conception d'une modification matérielle, la pertinence des données d'entrée soit vérifiée par le contrôle-technique.
- Expliciter les prérogatives du contrôle technique dans **le contrôle des impacts**
documentaires liés à une modification matérielle et mettre à jour le système de gestion intégré si **aucune opération de contrôle sur ces impacts n'est prévue par le** contrôle technique.
Troisièmement, au sujet de la détermination et de la validation de la liste des matériels classés EIP-S
et de leurs ED, EDF n'identifie pas, dans le document en référence [20], l'exhaustivité de la détermination de la liste des matériels classés EIP-S comme étant dans les prérogatives de l'ICI.
Toutefois, au regard de certaines actions de progrès détaillées dans ce même document, il est mentionné que l'ICI identifie comme actions de progrès de mettre à jour le guide en référence [10] en y précisant qu'il sera attendu de la part du rapporteur de l'ICI de contrôler que les exigences vis-à-vis de la tenue en température pour les systèmes support et de contrôler que ces fonctions sont correctement dimensionnées. Ces vérifications portent à l'évidence sur la définition des matériels classés EIP-S et de leurs exigences définies (ED). Par ailleurs, vos représentants ont indiqué en séance que le contrôle par l'ICI de la FTT EIPS, notamment le fait que cette FTT soit sous assurance qualité, faisait partie des jalons de contrôle de l'ICI. À ce titre, l'ASN formule la demande suivante :
## Demande Ii.7 : Clarifier Le Rôle De L'Instance De Contrôle Interne Dans La Vérification De La Liste Des Matériels Classés Eip-S
Quatrièmement, concernant la détermination ultérieure des essais périodiques sur des matériels assurant le conditionnement thermique des GUS, EDF indique dans son document en référence [21] que la cause de cette lacune est la difficulté que pose un système de conception intégrée pour la définition des fonctions supports. De façon à éviter le renouvellement de ce type de lacunes dans un éventuel futur dossier de modification comportant un système de conception intégré, EDF propose, dans ce même courrier, d'émettre des propositions dans le cadre d'une future revue du processus de conception des modifications. Par ailleurs, vos représentants ont indiqué en séance que la mise à jour du système de gestion intégré sur la gestion des modifications était en cours pour prendre en compte le risque posé par les systèmes de conception intégrée. L'ASN formule ainsi la demande suivante :
- Proposer un calendrier de mise à jour du système de gestion intégré pour intégrer le risque induit par les systèmes de conception intégrée **dans la définition de la liste** exhaustive des matériels classés EIPS-S, de leurs exigences définies et des essais dont ces EIP-**S doivent faire l'objet.**
- Communiquer à l'ASN, dès sa publication, **le document intégrant l'évolution portant**
sur la prise en compte du risque induit par les conceptions intégrées.
Pour finir, les documents en référence [20] et [21] identifient des délais de conception de la modification contraints induits par des alertes remontées par les sites, en particulier le site de Belleville, sur les TAC qui se détérioraient. Les représentants d'EDF/DIPDE ont indiqué que l'opportunité de procéder à un achat gré à gré auprès de Dalkia a permis de réduire significativement les délais de la séquence d'ingénierie de la modification et ce, d'une durée d'environ trois ans. Les représentants d'EDF/DIPDE ont par ailleurs indiqué aux inspecteurs qu'EDF/DIPDE, dans la démarche de remplacement à isofonctionnalité, avait mal anticipé certains risques, en particulier ceux posés par un système intégré et que le délai d'environ un an entre la date de validation du jalon C du référentiel GIOP en référence [13] et la date de première mise en œuvre sur le site de Belleville prévue initialement au mois de mai 2020, bien qu'ambitieux et contraint, semblait atteignable. Toutefois, les inspecteurs estiment que l'analyse de la cause profonde liée à la contrainte de temps doit être reprécisée avec plus de clarté. L'ASN, au regard du dossier de demande d'autorisation de modification en référence [17], formule la demande suivante :
- **Analyser l'impact, sur la qualité du dossier, du calendrier contraint pour la**
conception de la modification portant sur le remplacement des Turbines à Combustion (TAC) par des Groupes d'Ultime Secours (GUS) sur les réacteurs de 1300 MWe (hors Paluel)
- **Prendre en compte ce REX dans la définition du planning de la séquence**
d'ingénierie des futures modifications.
## Dossier De Modification Soumise À Autorisation Portant Sur La Réalimentation Électrique De La Ventilation Dvc De La Salle De Commande Et De L'Extraction Inter-Enceinte Ede En Cas De Perte H3 Sur Les Réacteurs De 1300 Mwe De Cattenom, Belleville, Golfech Et Nogent
EDF, par courrier en référence [22], a déposé une demande d'autorisation de la modification libellée PNPP 3754 portant sur la réalimentation électrique de la ventilation DVC de la salle de commande et de l'extraction inter-enceinte EDE en cas de perte H3 sur les réacteurs de 1300 MWe de Cattenom, Belleville, Golfech et Nogent. Cette modification avait pour objectif d'assurer la l'absence de contamination en salle de commande après ouverture du filtre U5 pour avoir la possibilité de continuer à assurer la conduite. Lors du déploiement sur site de cette modification, la nouvelle disposition des chemins de câbles a conduit à la création d'un mode commun incendie affectant les câbles DVC dans les secteurs de feu de sûreté (SFS) L0881 et L0980. Par courrier en référence [23], EDF a déclaré un écart de conformité en émergence portant sur le risque de perte totale de la ventilation DVC par mode commun incendie sur les réacteurs de Cattenom, Belleville, Golfech et Nogent. En réponse à la lettre de suite d'inspection de l'ASN en référence [24], EDF a indiqué dans son courrier en référence [25] que la création de ce mode commun incendie avait pour origine la non clôture d'une réserve portant sur le risque de mode commun incendie. Cette réserve était mentionnée dans la FTT portant sur le risque incendie. L'émission, par le projet responsable de la conception, du dossier finalisé de mise en œuvre de la modification (e-DIM) a été réalisée sans que cette réserve ne soit soldée. Lors de l'inspection, vos représentants ont été en mesure de fournir des éléments d'explication satisfaisants sur l'origine de l'écart. En revanche, vos représentants n'ont pas été en mesure d'expliciter de façon claire le processus de détection de l'écart, en particulier s'il s'agissait du site de Golfech ou de DIPDE
qui l'avait détecté. L'ASN formule ainsi la demande de clarification suivante :
Demande II.10 : Préciser l'entité à l'origine de la détection de l'écart **ayant conduit, lors de la mise**
en œuvre de la modification PNP**P 3754, à la création d'un mode commun** incendie dans les secteurs de feu de sûreté (SFS) L0881 et L0980.
Evènement significatif pour la sûreté (ESS) **déclaré suite au non-respect de la décision ASN 2017-**
DC-0616 lors de la définition de l'orientation règlementaire de la modification **du programme**
d'essai périodique des Diesels d'Ultime Secours (DUS) **de 1300 MWe dans le cadre de la prise en**
compte du Retour d'Expérience (REX) d'exploitation Tout d'abord, les inspecteurs ont examiné le courrier de déclaration d'ESS en référence [26] et son rapport en référence [27]. Cet ESS fait suite à l'utilisation d'une disposition réglementaire inadaptée afin de conclure au caractère non notable d'une modification. Dans les causes profondes de l'événement identifiées par EDF, il est indiqué notamment que les enjeux de la consolidation finale de l'orientation règlementaire de la modification avec le service spécialiste d'EDF en charge des programmes d'essais périodiques avaient été sous-estimés et que cette consolidation aurait certainement permis de détecter l'erreur de procédure règlementaire. Les représentants d'EDF/DIPDE ont indiqué en séance que la pratique actuelle suivie par le service responsable du contrôle technique (CTC) est de systématiquement faire valider l'orientation règlementaire des modifications portant sur le chapitre IX des règles générales d'exploitation par le service spécialiste de cette thématique.
Toutefois, les inspecteurs ont pu constater que cette étape de validation n'était pas mentionnée de façon explicite dans le système de gestion intégré d'EDF/DIPDE. A ce titre l'ASN formule la demande suivante :
Demande II.11 : Mettre à jour le système de gestion intégré d'EDF/DIPDE de façon à systématiser la validation par votre service spécialiste du chapitre IX des règles générales d'exploitation de l'orientation règlementaire de ces modifications.
Ensuite, le rapport d'ESS en référence [27] évoque également un déficit de sensibilisation ou de formation. A ce titre, et suite aux questionnements des inspecteurs, les représentants d'EDF/DIPDE
ont indiqué aux inspecteurs que l'agent qui avait défini l'orientation règlementaire de la modification lors de la rédaction de la FACR n'avait pas suivi au préalable la formation sur cette AIP alors que le système de gestion intégré d'EDF/DIPDE comprend la formation sur la rédaction des FACR et des NACR en référence [28]. Demande II.12 : Communiquer à l'ASN les dispositions prises pour garantir le fait que l**'AIP**
consistant à définir l'orientation règlementaire est systématiquement réalisée par un agent ayant reçu la formation à la règlementation sur les modifications.
Pour finir, le rapport en référence [27] indique que la modification apportée au programme d'essai périodique des DUS a notamment porté sur le déclassement de critères d'essais périodiques de groupe A en groupe B. Contrairement à un critère de groupe A, l'atteinte d'un critère d'essai périodique de groupe B n'impliquant pas obligatoirement l'indisponibilité du matériel testé, l'ASN formule la demande suivante :
Demande II.13 :
Informer l'ASN, sous deux semaines, **de l'éventuelle atteinte de critères A ayant été**
déclassés en critères B par la modification. Le cas échéant, communiquer les conclusions de l'analyse réalisée et le positionnement d'EDF sur la disponibilité du matériel.
Mettre en place et informer l'ASN, sous deux semaines, **des mesures compensatoires**
mises en place en **cas d'atteinte d'un critère A déclassé en critère B par la** modification.
# Modification Soumise À Déclaration Portant Sur L'Évolution Du Contrôle-Commande Des Diesels D'Ultime Secours Sur Les Réacteurs De 900 Et De 1450 Mwe
Les inspecteurs ont examiné, avec l'appui technique de l'IRSN, le dossier de la modification libellée PNPP 0/1/4 666 intitulée « Modification contrôle commande du DUS liée au REX exploitation » que vous avez déclarée par courrier en référence [29] en application de l'article R.593-59 du code en référence [1].
Il ressort de cet examen que, sur son fond technique, le dossier n'appelle pas de remarque particulière de la part de l'ASN. Toutefois, le manque de certains détails techniques dans ce dossier a soulevé des questionnements de la part des inspecteurs, questionnements auxquels les représentants d'EDF/DIPDE n'ont pas été en mesure de répondre. La raison invoquée était que ces questions étaient du ressort de spécialistes qui avaient contribué à ce dossier et qui n'étaient pas présents en séance.
D'une part, une des évolutions portées par la modification consiste à augmenter le temps de temporisation de l'alarme KUS008AA de trente à soixante minutes. Les représentants d'EDF/DIPDE
n'ont pas été en mesure de préciser si le seuil de pression d'air de démarrage en deçà duquel l'alarme KUS008AA s'activait était de 23 ou 26,7 bars. L'ASN formule ainsi la demande suivante :
Demande II.14 : Préciser le seuil de pression d'air de démarrage en deçà duquel **s'active l'alarme**
KUS008AA.
D'autre part, une autre évolution portée par la modification vise à prévenir les démarrages intempestifs des ventilateurs du circuit de refroidissement du moteur en changeant la logique d'enclenchement des thermostats LHU410, 411, 412 et 413ST qui asservissent ces ventilateurs. Il est indiqué dans le dossier en référence [29] que le démarrage intempestif de la ventilation est lié à un manque d'étanchéité entre le circuit de préchauffage et le circuit de refroidissement. Mis à part un impact sur la requalification du matériel, les représentants d'EDF/DIPDE n'ont pas été en mesure de justifier pleinement le fait qu'une modification de la logique de déclenchement des thermostats avait été privilégiée par rapport à une modification matérielle visant à assurer l'étanchéité entre les circuits. Les représentants d'EDF/DIPDE n'ont pas non plus été en mesure de préciser si la fuite entre les deux circuits concernait de la chaleur et/ou de la matière. L'ASN formule ainsi la demande suivante :
Demande II.15 :
Justifier le choix de privilégier une modification de la logique d'enclenchement des thermostats LHU410, 411, 412 et 413ST plutôt qu'une modification matérielle visant à assurer l'étanchéité des circuits.
Préciser la nature de la fuite entre les deux circuits
# Erreur De Procédure Règlementaire Concernant La Demande D'Autorisation De Modification Du Chapitre Ix Des Règles Générales D'Exploitation Du Système Dvr
Les inspecteurs ont examiné le dossier de demande d'autorisation de modification portant sur la modification du chapitre IX des règles générales d'exploitation du système DVR intitulé FA DVR 004 déposé par EDF par courrier en référence [30] en application de l'article R.593-55 du code en référence [1]. Les évolutions portées par la FA DVR 004 ont pour but d'amender la FIS DVR 003 en vigueur.
Pour rappel, par courrier en référence [31], l'ASN a indiqué à EDF que l'orientation règlementaire retenue par EDF n'était pas correcte. En effet, l'ASN a indiqué dans son courrier suscité que la modification déposée par courrier en référence [30] était non-notable en application du quatrième tiret de l'article 4.1.2 de la décision en référence [2]. En effet, l'ASN a estimé que cette modification avait pour unique effet de résorber un écart et de tester le circuit de ventilation DVR dans des configurations supplémentaires. Par courrier en référence [32], EDF a annulé sa demande d'autorisation en précisant notamment que la modification pouvait être redevable du critère d'exclusion n°6 (EXCL6) du guide en référence [4]. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont interrogé les représentants d'EDF/DIPDE sur la pertinence de l'utilisation du critère d'exclusion n°6 plutôt que celle du critère d'exclusion n°5 du même guide. Les représentants d'EDF/DIPDE n'ont pas été en mesure de répondre à la question des inspecteurs. L'ASN formule ainsi la demande suivante :
Demande II.16 : Dans le cadre de l'analyse du cadre règlementaire de la FA DVR 004, j**ustifier**
l'utilisation **du cinquième tiret de l'article 4.1.2 de la décision en référence [2]** plutôt que du quatrième tiret de cette même décision.
Les inspecteurs ont par ailleurs consulté le rapport du rapporteur de l'ICI en référence [33]. Les inspecteurs soulignent la précision et la profondeur technique de ce document. Dans le document en référence [33], le rapporteur indique que les nouvelles configurations testées dans le cadre de la FA DVR 004 objet de la demande en référence [30] permettent de tester de façon satisfaisante le débit file par file. Le rapporteur indique que cette nouvelle configuration d'essai ajoutée dans la FA DVR 004 permet de prendre en compte l'aggravant « perte d'une file » ce qui n'était pas le cas dans le cas de la FIS DVR 003. En effet, le rapporteur justifie cette affirmation en précisant que, dans la configuration avec deux files en fonctionnement retenue dans la FIS DVR 003, et sans essai sur l'étanchéité du clapet anti-retour au refoulement, le débit file par file n'était pas correctement testé. Selon le rapporteur, la FA DVR 004 permet de résorber l'écart portant sur la non prise en compte de l'aggravant « perte d'une file » dans la FIS DVR 003. Toutefois, le dossier déposé par courrier en référence [30] ne mentionne pas ce deuxième écart. L'ASN formule ainsi la demande suivante :
Demande II.17 : **Caractériser l'écart portant sur la non prise en compte de l'aggravant perte d'une**
file de ventilation dans la FIS DVR 003.
# Iii.Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, à l'exception de la demande II.14 **pour laquelle** un délai plus court a été fixé, et selon les modalités d'envois figurant ci**-dessous**, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'inspecteur en Chef de l'ASN
Christophe QUINTIN
[1] Code de l'environnement [2] Décision ASN 2017-DC-0616 du 30 novembre 2017
[3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[4] Document EDF « Guide de rédaction des FACR ». Document référence D455618005194 à l'indice D du 3 septembre 2021
[5] Document EDF « Repères communs pour la mise en place d'un contrôle interne dans une unité d'EDF » :
document référence D455018007995 à l'indice 0 du 16 mai 2019
[6] Document EDF « Note relative à la gestion des modifications notables du référentiel PUI » : document référence D455019006076 à l'indice 2 du 5 février 2021
[7] Document EDF « Présentation pédagogique de la décision modification notable » : document référence D455618004810 à l'indice B du 19 décembre 2019
[8] Document EDF « Guide de la rédaction des NACR » : document référence D455618050098 à l'indice D du 30 juillet 2021
[9] Document EDF « Note d'organisation du contrôle interne des modifications notables à DIPDE » : document référence D455619009802 à l'indice B du 11 juin 2021
[10] Document EDF « Guide de rédaction des analyses du rapporteur » : document référence D455619020141 à l'indice D du 30 juillet 2021
[11] Document EDF « Référentiel Managérial gestion d'une modification » : document référence D455019005818 à l'indice 0 du 14 juin 2019
[12] Document EDF « Référentiel Réglementaire gestion d'une modification » : document référence D455019005817 à l'indice 0 du 14 juin 2019
[13] Document EDF « Guide E-GIOP » : version de décembre 2021 [14] Note EDF « Maîtriser la production documentaire » : document référence SMILEP10PRO401 à l'indice C
du 28 octobre 2021.
[15] Document EDF « Missions et organisation du groupe contrôle technique et challenge (CTC) du service coordination technique et intégration (CTI) » : document EDF D455617301066 à l'indice A du 31 janvier 2018
[16] Document EDF « Bilan 2021 des instances de contrôle interne DIPDE » : document référence D455621099154 à l'indice A du 19 janvier 2022.
[17] Courrier EDF D455619057059 du 16 octobre 2019
[18] Avis IRSN/2021-00033 du 26 février 2021
[19] Fiche de contrôle technique de la NACR PNPE 2/3 262 du 10 mai 2019
[20] Fiche de retour d'expérience de la Design Authority : document référence D455621066547 du 12 juillet 2021
[21] REX expertise IRSN sur l'instruction de la modification PNPE2/3262 de remplacement de la TAC par un GUS : document référence D455621066522 du 12 juillet 2021 [22] Courrier EDF D305514025668 du 5 juin 2014
[23] Courrier EDF D455021000261 du 15 janvier 2021
[24] Lettre de suite d'inspection CODEP-BDX-2021-042852 du 19 octobre 2021
[25] Courrier EDF D455621120109 A du 17 décembre 2021
[26] Courrier EDF D455021008133 du 15 juillet 2021
[27] Rapport EDF d'évènement significatif pour la sûreté : document référence D455621085598 à l'indice B du 25 février 2022
[28] Cahier des charges de formation - Elaboration d'une FACR-NACR : document référence APSRNI0680 du 30 juillet 2019.
[29] Courrier EDF D455621016237 du 24 février 2021
[30] Courrier D455620090493 du 14 décembre 2020 [31] Courrier ASN CODEP-DCN-2021-023743 du 31 mai 2021
[32] Courrier EDF D455621035906 du 28 juin 2021
[33] Document EDF référence D455620045556 du 22 juillet 2020 |
INSSN-LYO-2022-0512 | Lyon, le 13 mai 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-017091 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du **Tricastin** Electricité de France CS 40009 26131 **SAINT PAUL TROIS CHATEAUX CEDEX**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Tricastin (INB nos 87 et 88)
Inspection n° INSSN-LYO-2022-0512 des 16 et 17 mars 2022 Thème : « Inspection renforcée sur le domaine de l'environnement dans le cadre du 4 ème réexamen périodique des réacteurs de la centrale nucléaire du Tricastin »
Références : En annexe 4 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection a eu lieu les 16 et 17 mars 2022 sur la centrale nucléaire du Tricastin sur le thème de l'environnement dans le cadre du 4 ème réexamen périodique des réacteurs de la centrale nucléaire du Tricastin.
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'article L. 593-18 du code de l'environnement impose que « L'exploitant d'une installation nucléaire de base procède périodiquement au réexamen de son installation en prenant en compte les meilleures pratiques internationales. Ce réexamen doit permettre d'apprécier la situation de l'installation au regard des règles qui lui sont applicables et d'actualiser l'appréciation des risques ou inconvénients que l'installation présente pour les intérêts mentionnés à l'article L.593-1, en tenant compte notamment de l'état de l'installation, de l'expérience acquise au cours de l'exploitation, de l'évolution des connaissances et des règles applicables aux installations similaires. »
De manière concrète, ce réexamen consiste à :
- examiner la conformité des installations aux référentiels applicables, en prenant en compte notamment les effets du vieillissement, et à remédier aux écarts détectés,
- améliorer le niveau de sûreté et la maitrise des inconvénients au regard des meilleures pratiques disponibles.
A l'issue, l'exploitant transmet le rapport comportant les conclusions de ce réexamen à l'ASN et au ministre chargé de la sûreté nucléaire. L'ASN analyse ce rapport et encadre les conditions de poursuite de fonctionnement de l'installation. C'est dans le cadre de l'analyse du rapport de conclusion du 4 ème réexamen périodique du réacteur 1 de Tricastin, concernant le volet de la maîtrise des inconvénients de l'installation, que l'ASN a mené une inspection renforcée les 16 et 17 mars 2022 sur le CNPE de Tricastin. Ainsi, trois équipes d'inspecteurs, accompagnées par des experts de l'IRSN, ont contrôlé par sondage l'organisation mise en œuvre par l'exploitant de la centrale nucléaire de Tricastin vis-à-vis des thématiques suivantes :
- la maîtrise des risques non radiologiques ;
- la maîtrise des rejets, prélèvements et la surveillance de l'environnement ;
- les sites et sols pollués et la gestion des déchets.
## Cette Inspection A Mis En Évidence Les Principales Conclusions Détaillées Ci-Après.
Les inspecteurs se sont également rendus :
- à la station de déminéralisation ;
- aux déshuileurs de site n° 8 et 9 ; - au niveau de certains piézomètres ;
- aux stations multi paramètres « aval » et « rejets » ;
- au laboratoire de contrôle des effluents ;
- au local pompes, vannes et balises KRT des rejets liquides du site ;
- dans la galerie de la conduite de rejets des effluents liquides ;
- dans le bâtiment des auxiliaires de conditionnement (BAC) des déchets ; sur l'aire des déchets de très faible activité (TFA), à la station de transit des déchets conventionnels, sur l'aire de stockage Est.
Enfin, un exercice de simulation d'une fuite de fioul survenant lors d'un dépotage sur le site, conduisant à un feu de nappe, a été réalisé afin de tester l'organisation de crise.
L'actualisation de l'appréciation des risques non radiologiques est portée par une démarche d'analyse des risques non radiologiques qui est formalisée dans un document appelé « étude de danger conventionnelle
(EDDc) », support à l'élaboration du chapitre du rapport de sûreté dédié à cette thématique. Les inspecteurs ont constaté la mise en place satisfaisante d'une organisation formalisée en vue de garantir l'opérationnalité de l'EDDc, et n'ont pas identifié d'écarts majeurs sur le terrain par rapport à ce document. Toutefois, l'examen par échantillonnage de la démarche d'analyse des risques non radiologiques a mis en évidence des axes de progrès portant sur la méthodologie mise en œuvre et sur les justifications des mesures de maîtrise des risques
(MMR) valorisées. En particulier, des éléments de réduction complémentaire des risques étudiés dans le scénario d'incendie généralisé de l'annexe du magasin général, du magasin général, du hangar colisage Sud et de la structure MLC sont attendus. Par ailleurs, EDF devra veiller à ce que les prochaines EDDc des sites intègrent, pour chaque scénario envisagé pouvant affecter les intérêts protégés, la justification explicite et complète que la réduction du risque a été menée aussi loin que possible dans des conditions économiquement acceptables et que les MMR identifiées sont efficaces et d'une cinétique adaptée à celle du phénomène redouté.
Pour ce qui concerne la conformité des EIP liés à la maîtrise des inconvénients, d'une part, et du respect des exigences réglementaires en matière de protection de l'environnement, d'autre part, l'inspection a mis en évidence une organisation satisfaisante. Toutefois, les inspecteurs ont identifié quelques points qui nécessitent des justifications complémentaires. Cela concerne par exemple la conformité du capteur de débit du canal de Donzère-Mondragon en amont du site.
Les inspecteurs ont également pu vérifier les démarches engagées par le site dans le but de réduire les rejets de substances chimiques et d'optimiser la consommation de réactifs chimiques, ce qui constitue un des objectifs du réexamen périodique prévu à l'article L. 593-18 du code de l'environnement, pour son volet «
inconvénients ». Ces actions se sont notamment traduites par une réduction des inconvénients, illustrée par exemple par la mise en place d'un osmoseur à la station de déminéralisation qui a permis de réduire significativement la consommation d'acide sulfurique et de soude de la station, limitant ainsi les rejets en sodium et sulfates dans le milieu naturel. Concernant l'état des sols réalisé dans le cadre du réexamen, l'inspection a permis d'apprécier la mise en œuvre d'une méthodologie consolidée de l'identification des zones « sources potentielles de pollution » jusqu'à la surveillance des eaux souterraines. Par contre, le livrable associé au chapitre relatif à l'état des sols du volet
« inconvénients » du RCR de Tricastin 1 ne retranscrit que partiellement les résultats des différentes étapes de la méthodologie, ce qui ne permet pas d'établir une vision complète de la gestion des sols pollués.
Enfin, concernant la gestion des déchets, l'inspection a mis en évidence une situation globalement satisfaisante.
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 et aux demandes figurant en annexes au présent courrier. Ces demandes sont réparties en trois annexes : celles relatives à la maîtrise des risques non radiologiques (annexe 1), celles relatives à la maîtrise des rejets, prélèvements et la surveillance de l'environnement (annexe 2) et celles relatives aux sites et sols pollués et à la gestion des déchets (annexe 3).
Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER
## A. Demandes D'Actions Correctives Conformité Conformité Des Eip Et Aip
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
## Exhaustivité Du Référentiel Eip- Aip
Le site a communiqué aux inspecteurs les listes des EIP et AIP relatifs aux risques conventionnels. L'examen par sondage de ces documents fait apparaitre les observations suivantes :
- le réservoir d'entreposage de fioul (GNR) du GUS (0 LHT 003 BA) est identifié comme EIPr mais les exigences définies associées ne sont pas précisément décrites :
o le volume maximal de ce réservoir n'est pas indiqué alors qu'une contenance figure dans le registre des substances dangereuse ;
o les exigences d'entretien et de contrôle de ce réservoir ne sont pas précisées alors que de telles procédures existent sur le site ;
- les réservoirs d'entreposage de fioul des diesels LHP et LHQ, identifiés comme équipements nécessaires, ne sont pas identifiés comme EIP ;
- le périmètre exact de l'AIP « autoriser le dépotage de substances *dangereuses* » n'est pas clairement identifié dans la note listant les AIP.
Demande A1-1 : Je vous demande de vérifier et compléter les listes d'EIP et AIP **relatives aux installations,**
de manière à assurer leur clarté et leur cohérence avec l'ensemble du référentiel d'exigences du **site.**
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## Aip « Autoriser Le Dépotage De Substance Dangereuses » Dépotage À La Station De Déminéralisation
Les inspecteurs se sont intéressés à la réalisation des dépotages de substances dangereuses sur site et en particulier à ceux constituant des AIP, selon vos représentants. Le contrôle par sondage de vos gammes de dépotage a montré que le contrôle technique des dépotages de substances dangereuses à la station de déminéralisation n'est pas suffisamment formalisé. La qualité de remplissage des dossiers consultés était inégale : l'un des dossiers contenait un certificat de conformité de produit en italien, ce qui ne facilite pas sa vérification par vos agents, et la réalisation du contrôle technique n'était pas tracée. Un manque de rigueur a également été constaté dans le remplissage de certaines gammes : certaines étapes n'étaient pas cochées, un PV de conformité de la citerne de livraison n'était pas joint au dossier.
Demande A1-2 : Je vous demande de renforcer la rigueur de mise en œuvre de l'AIP « autoriser le dépotage de substances *dangereuses* » **et des contrôles techniques associés.**
## Dépotage De Gnr Au Niveau Du Gus
Lors de la visite de l'aire de dépotage du bâtiment GUS, les inspecteurs ont demandé à un opérateur en charge du dépotage de fioul d'expliquer les opérations menées lors de ce type d'opération. Ce type de dépotage n'est pas considéré comme une AIP par les personnes rencontrées. Selon votre représentant, le fioul est dépoté sur l'aire prévue à cet effet du bâtiment GUS dans une navette avitailleuse qui permet ensuite de remplir les bâches enterrées : celle du GUS à proximité immédiate de l'aire de dépotage (réservoir LHT 003BA) et celles des diesels de tranche. L'aire est susceptible d'accueillir, en même temps, le camion de dépotage et la navette avitailleuse.
Or, la gamme prévoit un remplissage, en premier lieu, du réservoir LHT 003 BA et le cas échéant un remplissage de la navette avitailleuse. Vos représentants ont affirmé à plusieurs reprises que le dépotage s'effectuait, en premier lieu, via la navette avitailleuse car la pompe présente sur cette dernière était nécessaire pour effectuer l'opération. Demande A1-3 : Je vous demande de vérifier et de mettre en adéquation vos pratiques de dépotage avec la gamme prévue.
Demande A1-4 : Je vous demande de réinterroger votre choix de pratiquer un double dépotage, via la navette avitailleuse, **pour réaliser le remplissage du réservoir LHT 003 BA, au regard de l'accroissement** des risques de pollution et de départ de feu que cela entraine. Vous me ferez part des actions engagées et des décisions que vous prendrez à ces fins.
Lors de la réalisation de ces dépotages, les flexibles utilisés appartiennent à EDF. Vos représentants ont indiqué avoir constaté, lors d'une vérification des flexibles réalisée le 10 mars 2022, que les flexibles utilisés pour dépoter le fioul n'avaient pas fait l'objet des contrôles requis :
- le flexible de l'avitailleuse permettant de dépoter de l'avitailleuse vers les diesels n'aurait pas dû être utilisé depuis le 12 mai 2021 ;
- le flexible permettant de dépoter depuis le camion-citerne vers l'avitailleuse n'aurait pas dû être utilisé depuis 2011.
A l'issue de la vérification du 10 mars 2022, la consigne a été donnée de ne plus réaliser de dépotage, tant que ces flexibles n'ont pas été remplacés et un certain nombre d'actions ont été définies. La situation n'était pas résorbée lors de l'inspection. Demande A1-5 : Je vous demande de :
- mettre en conformité, au plus tôt **et en tout état de cause avant la reprise des dépotages de GNR, les**
flexibles concernés ;
- **préciser les modalités mises en œuvre pour éviter le renouvellement de cette situation.**
## Conformite Reglementaire
L'aire de dépotage du GUS ne dispose pas d'un dispositif d'arrêt d'urgence qui permet d'interrompre les opérations de transfert. Or, la décision de l'ASN [3] dispose dans son article 4.3.8 que : « II. - *Les installations de* chargement et de déchargement sont pourvues d'un arrêt d'urgence qui permet d'*interrompre les opérations de* transfert. ». Demande A1-6 : Je vous demande de **vous conformer au II de l'article 4.3.8 de la décision [3] dans les**
meilleurs délais.
L'inventaire des équipements nécessaires du CNPE de Tricastin, transmis à l'ASN en 2021, identifie, sous la rubrique « *4734. Produits pétroliers spécifiques et carburants de substitution* », les réservoirs de fioul des DUS et des diesels de tranches (LHP et LHQ). Le réservoir de fioul du GUS (0 LHT 003 BA), dont la contenance maximale indiquée dans le registre des substances dangereuses est de 80 m3, ne figure pas dans l'inventaire des équipements nécessaires.
Demande A1-7 : **Je vous demande de prendre en compte le réservoir de fioul des GUS dans l'inventaire des** équipements nécessaires. Les inspecteurs ont pu constater que, sur l'aire de dépotage de GNR du bâtiment GUS, étaient entreposés des contenants mobiles, sur rétention et dépourvus d'étiquetage. Par ailleurs, une caisse en bois était présente sur l'aire.
Demande A1-8 **: Je vous demande de veiller à la réalisation correcte des étiquetages. Par ailleurs, vous** veillerez à ne pas réaliser d'entreposage de produits ou de matériels dans des lieux non prévus à cet effet.
## Réévaluation Données D'Entrée Du Volet Non Radiologique De La Démonstration De Sûreté - Registre Des Substances Dangereuses
Dans le registre des substances dangereuses, requis par la décision [3] et se présentant sous la forme d'un fichier Excel™, la colonne « quantité maximale » n'est pas renseignée pour un certain nombre de lignes. Par exemple, le nombre de cadre des parcs à gaz n'est pas indiqué. Il y est par ailleurs indiqué que le réservoir d'entreposage de fioul (GNR) du GUS (0 LHT 003 BA) contient des « *Gaz à effet de serre fluorés* » ce qui est manifestement erroné.
En outre, ce registre n'intègre pas l'état des stocks, contrairement à l'attendu de la décision [3], rappelé et précisé dans le courrier [4]. Il ne permet donc pas de connaître, en cas de situation d'urgence, les substances dangereuses susceptibles d'être impactées. Avant la visite de terrain, il a donc été demandé à vos représentants de produire tout document permettant d'avoir une connaissance des produits présents sur l'installation et donc des risques présentés par ces derniers :
- pour le parc à gaz, il a été communiqué un relevé quotidien du nombre de cadres de dihydrogène et d'azote présents sur les parcs à gaz effectué lors de la ronde de nuit du service conduite. Lors de la visite terrain réalisée par les inspecteurs, 3 cadres d'hydrogène en plus étaient présents par rapport au relevé de la nuit précédente. Selon vos représentants, une livraison avait eu lieu entre la ronde de la nuit et le passage sur le parc à gaz ;
- dans le cas du magasin général, une extraction, issue de votre logiciel de gestion logistique, a été fournie.
Cette liste de produits ne permet pas de connaître la quantité de produits par typologie de risque
(inflammable, comburant, toxique..). Par ailleurs, la liste ne présentait pas l'état des stocks du box n°4 qui peut, selon votre étude de risque incendie contenir de l'hydrazine.
Demande A1-9 : Je vous demande de faire une revue de la partie « *inventaire* » de votre registre des substances dangereuses, en veillant à son exhaustivité.
Demande A1-10 : Je vous demande de mettre en place des dispositions pour que votre registre soit tenu à jour, à date, en fonction des livraisons et des consommations de produ**its, afin qu'il reflète l'état des stocks**
réellement présents dans les installations.
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## Démonstration De Sûreté
Le rapport de sûreté du site de Tricastin, applicable à l'issue du réexamen périodique, intègre un chapitre dédié aux risques non radiologiques qui, selon votre organisation, doit reporter les conclusions d'un document appelé « *étude de danger conventionnelle* » (EDDc). Cette dernière a été réalisée dans le cadre de la réévaluation du 4 ème réexamen périodique de votre site et vient formaliser le réexamen périodique et quinquennal requis par l'article R. 593-109 du code de l'environnement.
Les inspecteurs ont pu constater une différence de formulation entre le chapitre dédié du rapport de sûreté et la conclusion de l'EDDc. En effet, le scénario de BLEVE de l'évaporateur d'azote est cité dans le rapport de sûreté mais sans préciser la probabilité de sa survenue et la gravité des effets qui pourraient en découler, alors que ces précisions figurent dans l'EDDc. Par ailleurs, pour les autres scénarios que vous identifiez comme pouvant présenter des effets atteignant l'extérieur du site, ces informations sont bien citées dans le rapport de sûreté. Demande A1-11 : Je vous demande de mettre à jour le rapport de sûreté pour y faire figurer la probabilité et la gravité des effets **évaluées pour le scénario de BLEVE des évaporateurs d'azote.**
L'EDDc, et donc le chapitre du rapport de sûreté qui en découle, excluent de leur périmètre la maitrise des risques associés à certaines installations ; elles ne sont pas considérées comme relevant du régime des INB. Il s'agit notamment du magasin général et de certains bâtiments l'avoisinant et de l'aire de transit.
L'article L. 593-6 du code de l'environnement indique « II. - L'exploitant recense, dans un rapport de sûreté, les risques auxquels son installation peut exposer, directement ou indirectement, les intérêts mentionnés à l'article L. 5931, que la cause soit interne ou externe à l'installation. Le rapport de sûreté tient lieu de l'étude de dangers prévue à l'article L. 551-1. ». Dans la mesure où les installations que vous avez exclues sont intégrées au périmètre des INB de votre site et peuvent exposer les intérêts protégés à des risques (direct ou par effet domino), la justification de la maitrise de ces risques doit faire partie de la démonstration de sûreté, indépendamment du statut que vous attribuez à ces bâtiments.
Demande A1-12 : Je vous demande d'intégrer, dans la démarche d'analyse et de réduction des risques non radiologiques, l'ensemble des installations de votre site et de reporter les conclusions de ces analyses dans l'étude de danger conventionnelle du site et, en cas d'effet significatifs, dans **le rapport de sûreté.**
## Mesure De Maitrise Des Risques
Dans l'étude de danger conventionnelle (EDDc), l'évaluation de la probabilité du scénario de BLEVE de l'évaporateur d'azote repose sur la conclusion d'études antérieures à l'EDDc, réalisées dans le cadre du volet radiologique de la démonstration de sûreté. En employant les conclusions de ces études, votre EDDc utilise en tant que probabilité initiale, une probabilité résiduelle qui implique la valorisation de barrières de sûreté et vous permet de placer a priori ce scénario en case « *orange* » c'est-à-dire « *tolérable* » selon votre référentiel. Or, ces barrières devraient être prises en compte au stade de l'identification des MMR et non utilisées implicitement dans le raisonnement. Par ailleurs, ces barrières ne sont pas identifiées précisément ce qui ne permet pas d'en vérifier l'efficacité par rapport au risque identifié dans votre étude de danger. Votre étude ne justifie pas non plus le caractère acceptable de ces barrières en tant que mesure de maitrise des risques, ne se positionnant pas sur leur indépendance par rapport aux événements initiateurs, ni par rapport à leur efficacité, à l'adéquation de leur cinétique ni par rapport à leur niveau de confiance.
Par ailleurs, votre étude de danger ne formalise pas la démarche de réduction des risques mise en œuvre et ne justifie pas que les dispositions choisies « permettent d'atteindre, compte tenu de l'état des connaissances, des pratiques et de la vulnérabilité de l'environnement, un niveau des risques et inconvénients mentionnés à l'article L. 5931 du code de l'environnement aussi faible que possible dans des conditions économiquement acceptables. » dans la mesure où le scénario reste positionné en case orange sans plus de justification.
Demande A1-13 **: Je vous demande de mettre à jour votre étude de danger conventionnelle afin** :
- d'identifier avec p**récision les barrières de sûreté impliquées dans la maitrise du risque de BLEVE des**
évaporateurs d'azote, de justifier l'acceptabilité de ces barrières, et de les identifier en tant qu'EIP ou AIP au titre du volet non radiologique de la démonstration de sûreté ;
- de justifier que la réduction du risque a été menée aussi loin que possible dans des conditions économiquement acceptables.
Dans une étude réalisée en 2017, intitulée « RDEV16091 Indice D. Etude de dangers conventionnels EDDc du CNPE
de Tricastin - livrable 4 - *analyse approfondie des risques* », antérieure à la rédaction de votre étude de danger conventionnelle, l'incendie généralisé de l'annexe du magasin général, du magasin général, du hangar colisage Sud et de la structure MLC a été étudié, compte-tenu de la proximité de ces bâtiments. Sans valorisation de mesure de maitrise des risques, une première évaluation conduit à une probabilité et une gravité telles que ce scénario est classé « « *inacceptable* ».
Votre démarche de réduction des risques vous a conduit à valoriser la présence de la détection incendie en tant que mesure de maitrise des risques ce qui vous conduit à conclure à « *que le risque est tolérable en considérant* une démarche de réduction du ri*sque, avec une probabilité d'occurrence réduite*. ». D'un point de vue méthodologique, en l'absence de la prise en compte d'une extinction automatique, il n'apparait pas exact de considérer que la probabilité d'occurrence de l'incendie généralisé est réduite par la seule présence de la détection. D'un point de vue pratique, vos représentants ont indiqué d'une part, qu'une partie du magasin général faisait l'objet d'une extinction automatique, et que pour le reste du bâtiment, les procédures de maitrise du risque incendie (prévention, intervention de l'équipe d'intervention et recours au secours extérieur) étaient applicables. Vos représentants ont fait part de la réalisation d'exercice incendie dans ce bâtiment.
Demande A1-14 : Je vous demande, dans les meilleurs délais, de compléter votre démarche de réduction des risques dans le magasin général de manière à :
- **identifier des MMR efficaces, indépendantes des événements initiateurs, en adéquation avec la**
cinétique du phénomène étudié. Vous veillerez à justifier leur niveau de confiance **et à les identifier**
en tant qu'EIP au titre du volet non radiologique de la d**émonstration de sûreté.**
- **justifier que réduction du risque a été menée aussi loin que possible dans des conditions**
économiquement acceptables, en vous positionnant notamment sur l'ajout de dispositifs d'extinction automatique.
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## Exercice
Un exercice a été organisé par les inspecteurs le matin du second jour d'inspection. Le scénario supposait la rupture d'un flexible de dépotage conduisant à une fuite simulée relativement importante de fioul se répandant sur l'aire de dépotage et conduisait à l'incendie du camion et de la nappe de fioul.
L'objectif de l'exercice consistait à observer les actions mise en œuvre pour limiter la gravité de l'incident, la mise en place de l'organisation de crise et la circulation des informations. Le scénario prévu par les inspecteurs comportait des limites pour contenir l'impact de l'exercice, notamment, consigne était donnée de simuler les appels vers l'extérieur du site (ASN, Préfet…) qui pourraient être prévus par les procédures. S'agissant du recours aux secours extérieurs, il a été précisé à vos représentants qu'il serait demandé de passer l'appel mais de ne pas demander le déplacement des pompiers sur site. Le site a souhaité limiter l'engagement des équipes travaillant sur le réacteur à l'arrêt pour limiter les perturbations, en faisant « jouer » une autre équipe de conduite, moins chargée, avec l'accord des inspecteurs.
Cette décision a conduit à introduire un certain nombre de biais qui n'avaient pas été complètement décrits aux inspecteurs : les communications normalement gérées par un système automatique de bippers ont été réalisées par téléphone ce qui a, selon vos représentants, ralenti la prise en charge de l'exercice. Par ailleurs, le désengagement de l'équipe travaillant sur l'arrêt de réacteur a conduit à mobiliser moins de ressources pour intervenir sur l'incendie supposé.
Néanmoins, le déroulement de l'exercice a permis de réaliser les observations suivantes :
- le témoin, après avoir arrêté la pompe de dépotage du véhicule citerne, a choisi de passer l'appel au 18 conformément aux procédures. Il a cependant été mis en difficulté par le dysfonctionnement du téléphone fixe qu'il utilisait et a dû renouveler l'appel depuis un autre téléphone. A l'issue de cet appel, l'évolution de l'incendie simulé était telle qu'il a choisi de ne pas attaquer le feu avec l'extincteur ;
- en salle de commande, les inspecteurs ont noté un décalage de quelques minutes entre la prise en main de la fiche action environnement à 10h10 puis du DOIS « incendie », 6 minutes plus tard :
- le débrochage des pompes permettant de confiner le réseau SEO a été demandé à 10h38, le DOIS ne contenant pas d'information sur le débrochage effectif des pompes (*le retour de l'information en salle de* commande n'a pas pu être observé par les inspecteurs pendant la durée de l'exercice) ;
- l'appel des secours extérieurs a été réalisé à 10h25 soit à peu près 25 minutes après le démarrage de l'exercice. Le scénario incendie n°2, correspondant au scénario « *Diesel* », a été transmis aux pompiers en tant que référence. Les pompiers ont indiqué qu'ils engageraient en situation réelle 2 fourgons incendie, 2 ambulances, 1 groupe de commandement (env. 25 personnes). Vos représentants ont indiqué que les secours extérieurs étaient susceptibles d'être sur place 20 à 25 minutes après la réception de l'appel. En supposant ce délai d'intervention, les secours seraient arrivés sur site vers 10h50, délai qui aurait pu être amélioré par un appel plus rapide ;
- il n'a pas été renseigné, dans le DOIS, l'heure à laquelle le feu a été considéré « confirmé ». En salle de commande, il a été constaté à 10h42.
- sur place, le véhicule d'intervention environnement, dont l'envoi est requis par la procédure
« *environnement* », est arrivé sur les lieux à 10h23. A 10h33, le matériel de ce camion a permis de commencer le balisage des lieux et la pose de boudins pour prévenir un écoulement de fioul ou des eaux d'extinctions dans le regard SEO situé sur la route à quelques mètres du déversement. Les agents d'intervention et le chef des secours n'ont pu consulter la fiche d'action incendie qui se trouvait sur l'aire de dépotage en feu ;
- le chef des secours a décidé de modifier le point de rassemblement car celui qui avait été initialement choisi était trop exposé. A noter que le PCOM était ainsi disposé le long d'une voie de circulation interne au site sur laquelle circulait des véhicules, ce qui ne parait pas optimal pour la sécurité des équipes. Le véhicule PCOM est arrivé à 10h48 au nouveau PRS. Alors que le directeur des secours s'appropriait le scénario incendie relatif au « *diesel* » (*car il n'y pas de scénario prédéterminé pour l'aire de dépotage des GUS*),
et indiquait donner la priorité à l'incendie sur l'événement environnement, le chef des secours a fait équiper son équipe d'intervention (bleus *et masques avec bouteilles*) en vue de déployer des queues de paon pour protéger le bâtiment des GUS dans l'attente de l'arrivée des secours extérieurs. La remorque contenant ce matériel est arrivée sur place à 11h06.
Par ailleurs, à l'issue de l'exercice, il est apparu que lors de l'établissement de la stratégie d'intervention, les équipiers ont constaté l'absence de la remorque de liquide émulseur de son emplacement habituel.
Enfin, un délai d'environ 45 minutes entre le départ de feu et le début de mise en œuvre de moyen de mitigation ou l'arrivée potentielle des pompiers a été observé. Compte tenu de la quantité de matière inflammable mise en jeu et de l'environnement de l'aire de dépotage (*bâtiment GUS, circulation de camion, présence de l'aire TFA et* AOC, camion batterie garé devant le bâtiment DUS), la question de la propagation de l'incendie à d'autres installations peut se poser.
Demande A1-15 : Je vous demande de **réaliser un rapport d'analyse de cet exercice, dont vous me** transmettrez les conclusions. Vous y étudierez notamment les dysfonctionnements observés relatifs :
- **au délai avant l'appel des secours extérieurs alors que le départ de feu était signalé** ;
- à la disponibilité des téléphones fixes permettant de remontée des alertes **et de la remorque liquide**
émulseur ;
- à l'absence de confirmation **de l'heure de débrochage effectif des pompes SEO,**
- à **l'accessibilité des fiches d'action incendie pour les équipes d'intervention.**
Vous veillerez à me faire part des enseignements que vous en tirerez et des parades que vous mettrez en place pour en prévenir le renouvellement. Vous vous positionnerez notamment sur l'adéquation de la cinétique d'intervention avec le scénario envisagé.
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Demande A1-16 : Considérant le nombre d'aires de dépotage de fioul sur le site, j**e vous demande de**
prévoir, dans vos procédures d'intervention en cas d'incendie, un scénario spécifique au départ de feu sur une aire de dépotage de fioul.
## B. Demandes De Complements D'Information Conformité Conformite Reglementaire
Lors de la demande de transmission de documents, en amont de l'inspection, il vous a été demandé de transmettre les analyses de conformité pour les installations relevant de la rubrique 4734. Vos représentants ont transmis leur analyse par rapport à l' « Arrêté du 22 décembre 2008 relatif aux prescriptions générales applicables aux installations classées soumises à déclaration sous la rubrique n° 1432 (Stockage en réservoirs manufacturés de liquides inflammables) dans sa version figée au 8 février 2012 » mais pas l'analyse par rapport à « *l'arrêté du 18 avril* 2008 relatif aux réservoirs enterrés de liquides inflammables et à leurs équipements annexes soumis à autorisation ou à déclaration au titre de la rubrique n° 1432 de la nomenclature des installations classées pour la protection de l'environnement ». Or, les réservoirs de fioul des diesels et du GUS sont des réservoirs enterrés. Ce point n'a donc pas pu être développé lors de l'inspection.
Demande B1-1 : Je vous demande de me transmettre votre analyse de conformité par rapport à « *l'arrêté du* 18 avril 2008 relatif aux réservoirs enterrés de liquides inflammables et à leurs équipements annexes soumis à autorisation ou à déclaration au titre de la rubrique n° 1432 de la nomenclature des installations classées pour la protection de l'environnement ».
## Volume De Rétention De L'Aire De Dépotage De Fioul Gus Et Confinement Des Pollutions
Avant un dépotage de fioul sur l'aire de dépotage du GUS, l'aire est isolée du réseau SEH auquel elle est normalement reliée. L'aire de dépotage constitue ainsi la seule rétention pour recueillir une fuite de fioul. Elle est identifiée comme rétention ultime EIPr par votre site sans que son volume ne soit précisé dans votre note listant les EIPr. Elle n'est *a priori* pas dimensionnée pour recueillir le volume d'un camion-citerne.
Cette observation interroge également sur la capacité à recueillir les eaux d'extinction d'un incendie en cas de sinistre (eaux d'extinction du départ de feu sur l'aire et eaux utilisée pour la préservation des bâtiments alentours, notamment des GUS). En effet la note intitulée « D453420024139- Ind0 -Calcul des volumes d'eaux d'extinction incendie et gestion associée » prévoit le confinement à la source des eaux d'extinction dans le réseau SEH (pourtant isolé) pour la ligne « Local remorque avitailleuse » et pour la ligne « aire de dépotage des GUS ».
Demande B1-2 **: Je vous demande de préciser les dispositions retenues par votre site pour recueillir** :
- **un déversement de fioul sur l'aire de dépotage des GUS, eu égard au volume de l'aire de dépotage que**
vous préciserez ;
- les eaux d'extinction résultant de la lutte contre un incendie au niveau de cette aire.
## Réévaluation Données D'Entrée De L'Étude De Danger Conventionnelle
L'analyse préliminaire des risques (APR) figurant en annexe de l'étude de danger conventionnelle du site indique qu'un abaque a été utilisé pour évaluer les distances d'effets thermiques liés à un incendie sur l'aire de dépotage des GUS. L'APR conclut ainsi qu'un tel évènement ne peut atteindre les limites du site. L'APR ne précise pas les données d'entrée retenues pour réaliser cette évaluation (notamment la surface de la nappe de fioul retenue), elle ne précise pas non plus les distances évaluées par rapport à chacun des seuils.
Elle ne précise pas si l'aire TFA adjacente (à environ 10 mètres) ou l'aire AOC pourraient être soumises aux effets thermiques dominos d'un incendie ayant lieu sur l'aire de dépotage.
Demande B1-3 : Je vous demande de préciser les données d'entrée utilisées pour conclure, dans l'analyse préliminaire des risques, sur le scénario de départ de feu sur l'aire de dépotage des GUS. Vous préciserez les résultats obtenus et **m'indiquerez si l'aire TFA ou l'aire AOC se situent dans la zone des effets dominos.**
## Divers
Vos représentants ont indiqué que les contrôles de la double enveloppe des réservoirs de fioul, s'effectuant par détection de glycol, avaient lieu uniquement tous les vingt ans et non à chaque visite interne et externe des réservoirs qui ont lieu tous les dix ans.
Demande B1-4 **: Je vous demande justifier la fréquence retenue pour la réalisation de ce contrôle.**
Lors de la visite de terrain, les inspecteurs ont constaté :
- une importante prise en glace au niveau de l'évaporateur d'azote du parc à gaz ; - une oxydation sur le calorifugeage de certaines tuyauteries du local hydrazine ;
- le stockage de substances incompatibles (solvant et base) dans un même box du magasin général et donc sur la même rétention.
Demande B1-5 **: Je vous demande de me préciser les dispositions prises au regard de ces observations.** L'ERI du magasin général indique que 800 litres d'hydrazine peuvent être présente dans le magasin général. Ce box n'a pas fait l'objet d'une inspection par les inspecteurs le jour de la visite terrain qui n'ont donc pas pu constater la présence ou l'absence d'hydrazine.
Demande B1-6 : Je vous demande de me préciser :
- **les situations qui vous conduisent à entreposer de l'hydrazine au magasin.**
- les raisons pour lesquelles la présence de cette substance au sein du magasin général n'apparait que dans l'ERI du magasin ;
- de vous positionner par rapport au classement du magasin général par rapport à la nomenclature ICPE notamment par rapport à la rubrique 1510 et à la rubrique 4733.
Demande B1-7 : A l'issue, je vous demande de modéliser les effets d'une dispersion de cette substance au niveau du magasin général et en cas d'atteinte des intérêts protégés, d'étudier ce scénario en analyse approfondie de votre étude de danger conventionnelle.
L'ERI met en évidence un certain nombre d'actions correctives à mettre en place au niveau du magasin général. Demande B1-8 : Je vous demande de me faire part de l'avancement de ces actions **et des échéances prévues**
pour les actions restant à réaliser.
# Annexe 2 : Demandes Relatives A La Maitrise Des Rejets, Prelevements Et La Surveillance De L'Environnement
## A. Demandes D'Actions Correctives Conformité Conformite Des Eip Et Aip
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
## Les Eip « Inconvénients »
Dans le volet « inconvénients » du rapport de conclusion du réexamen du réacteur 1 de la centrale nucléaire de Tricastin est présentée la conformité des EIP inconvénients à leurs exigences telles que celles-ci sont définies à l'article 1.3 de l'arrêté en référence [2].
Les inspecteurs ont examiné par sondage cette conformité pour quelques équipements participant à la gestion des rejets liquides radioactifs. Parmi ceux-ci figure le capteur repéré 0CRF100MD qui mesure le débit du canal de Donzère-Mondragon à l'amont du site. L'information délivrée par ce capteur de débit est nécessaire pour permettre à la centrale nucléaire du Tricastin d'autoriser un rejet de liquides radioactifs et/ou chimiques dans le canal dans les conditions prévues par le IV de l'article 17 de la décision [5] Dans la note EDF référencée D453417022762 portant sur l'examen de conformité des EIP inconvénients à l'occasion la quatrième visite décennale du réacteur 1, il est mentionné pour le capteur 0CRF100MD que la transmission de la mesure du débit du canal est gérée par convention avec la compagnie nationale du Rhône sur le domaine duquel le capteur et ses moyens de transmission sont implantés. En effet, ce capteur n'est pas installé dans le périmètre de la centrale nucléaire du Tricastin mais dans celui du domaine concédé à la compagnie nationale du Rhône.
Par ailleurs, une consigne générale d'exploitation EDF référencée D45341704290 décrit la procédure d'échanges entre EDF et la compagnie nationale du Rhône. Si aucune mention n'est faite dans cette consigne du capteur de débit en question, il est toutefois précisé au paragraphe 2.1.3 que « *le CNPE Tricastin assure* l'entretien et la maintenance des équipements /…/ ». Faute de document-preuve présenté aux inspecteurs, il en ressort que le respect de ce point de la consigne générale d'exploitation EDF n'a pu être démontré.
Il n'a donc pas pu être présenté aux inspecteurs de document attestant de la réalisation d'une maintenance ou d'essai sur ce capteur. La conformité de cet équipement n'a donc pu être démontrée. Demande A2-1 : Je vous demande de me présenter les éléments ou actions qui permettent de démontrer la conformité aux exigences définies du **capteur de mesure du débit du canal à l'amont de la centrale** nucléaire du Tricastin. A défaut, vous mettrez en place les **actions de contrôle et de maintenance attendues**
dans les meilleurs délais. Par ailleurs, dans la note de synthèse de l'examen de conformité sur le thème « organes de confinement au titre des EIPI », il est indiqué qu'aucun écart n'a été caractérisé dans le cadre de ces contrôles. Ces derniers consistaient entre autres à vérifier pour chaque EIPi qu'un programme de maintenance et des gammes de visites associées à ces matériels sont existants et que les actions prévues sont mises en œuvre suivant les périodicités définies. Le capteur 0CRF100MD est bien identifié comme EIPi et dans le tableau des résultats, il est indiqué que les « *dispositions de maintenance, contrôles et d'essais* » sont « *conformes au prescriptif* » et il est précisé concernant la mise en œuvre de ces actions « *gestion par convention EDF/CNR, pas de maintenance* CNPE », sans que la réalisation effective des actions de maintenance par une entité autre qu'EDF ait été vérifiée. Cette situation, certes spécifique à ce capteur, interroge sur le caractère effectif de la vérification que les actions de maintenance mises en œuvre correspondent à l'attendu.
Demande A2-2 : Je vous demande de réaliser une analyse exhaustive visant à identifier si une telle situation a pu concerner d'autres EIP. Sur cette base **vous indiquerez les enseignements que vous en tirez et les**
dispositions retenues pour d'une part garantir la fiabilité des informations présentes dans les notes de synthèse de l'ECOT transmises dans le cadre du RCR du réacteur 1 et d'autre part pour éviter le renouvellement pour les notes de synthèses qui seront élaborés pour les ECOT des autres réacteurs.
Dans le référentiel interne EDF, l'autorisation de rejets des effluents liquides et gazeux produits par la centrale nucléaire du Tricastin est une AIP. Cette autorisation est délivrée dans la cadre d'un processus nommé par EDF « processus EAR ». Les inspecteurs ont examiné par sondage le processus qui conduisait à délivrer ces autorisations. Les représentants d'EDF ont dans ce cadre indiqué aux inspecteurs que les autorisations de rejet des fosses de la neutralisation, qui collectent les effluents de la station de déminéralisation avant rejet dans le milieu naturel, sont délivrées sur la base de la vérification du respect des valeurs limites en flux 24h pour les sulfates, chlorures et matières en suspension tel que cela est prévue par le II de l'article 5 de la décision [6], au moyen d'un fichier Excel™, sans nécessairement attendre la validation de la fiche « EAR » correspondante. Or, les inspecteurs ont relevé que le contrôle précité n'est pas tracé.
Par ailleurs, la manière dont le respect des dispositions du III de l'article 5 de la décision [6] est vérifié pour les substances provenant de plusieurs origines, telles que le sodium et le fer, n'a pas été précisée.
Demande A2-3 **: Je vous demande de prendre les dispositions appropriées pour tracer le résultat conforme** du contrôle effectué, **préalablement à la délivrance d'une autorisation de rejets d'une fosse de**
neutralisation et de justifier que ce contrôle permet bien de contrôler préalablement le respect de l'ensemble des valeurs limites en flux 24h fixées par la décision [6], y compris pour les substances issues de plusieurs origines.
## Conformite Reglementaire
Dans le volet relatif à la maîtrise des inconvénients du rapport de conclusion du réexamen du réacteur 1 de la centrale nucléaire de Tricastin est présentée l'analyse de la maîtrise de la conformité réglementaire. Cette analyse vise à vérifier le respect de l'ensemble des exigences réglementaires qui s'appliquent à la centrale nucléaire du Tricastin en matière de prévention des nuisances et de protection de l'environnement. Les inspecteurs ont examiné par sondage cette analyse.
L'article 2.3.7 de la décision [7] dispose que « les effluents entreposés dans un réservoir T ou S ne contiennent pas de particule de dimension supérieure à 5 micromètres /…/ ». Les réservoirs mentionnés T et S dans cette prescription sont les réservoirs de stockage des effluents issus de l'ilot nucléaire, avant rejet dans le milieu naturel.
Les inspecteurs ont relevé que dans l'analyse réalisée par EDF il est mentionné que le respect de cette exigence est démontré sur la base d'un nota figurant dans la note nationale EDF référencée D4550150009464 relative au processus de rejets des effluents qui précise que « *le procédé d'évaporation/distillation des effluents issus du réacteur* est plus performant qu'une filtration à 5 micromètres et constitue donc un équivalent de filtration à 5 mic*romètre* ».
Demande A2-4 : Je vous demande d'établir **et de me transmettre la démonstration étayée qui vous conduit** à considérer que l'article 2.3.7 **de la décision [7] est respecté.** Le I. de l'article 3.2.6 de la décision [7] dispose que « *l'exploitant choisit une méthode de mesure ou d'évaluation,* directe ou indirecte, garantissant une incertitude type sur la mesure des débits de rejet horaire et journalier inférieure à 10 % pour les réservoirs T, S et Ex. L'exploitant tient à disposition de l'Autorité *de sûreté nucléaire et des services chargés* de la police de l'eau la justification de cette méthode ». Les inspecteurs ont relevé que la démonstration du respect de cette exigence était associée à une étude à réaliser pour le 31 décembre 2021. Au jour de l'inspection, cette étude n'avait pas été finalisée. Demande A2-5 : Je vous demande de finaliser l'étude attendue et de me **présenter les éléments qui vous**
permettent de démontrer le respect au I. de l'article 3.2.6 de la décision [**7].**
L'article 5.7 de l'arrêté [8] dispose que, dans le cas de rejets dans le milieu naturel des effluents issus des activités de nettoyage du linge réalisées au sein de la laverie de la centrale nucléaire du Tricastin, des valeurs limites en concentration de matières en suspension, DCO, DBO5, azote globale et phosphore total, AOX ou hydrocarbures en fonction des flux des substances concernées sont à respecter.
Les inspecteurs ont relevé que le CNPE du Tricastin ne réalisait pas de mesure des concentrations en DBO5, AOX et hydrocarbures dans les réservoirs de stockage des effluents issus de sa laverie à chaque fois que ceuxci sont transférés vers les réservoirs de stockage des effluents chimiques du site. Ces transferts peuvent être réalisés jusqu'à plusieurs fois par jour. Toutefois, EDF réalise des prélèvements mensuels pour analyse de ces effluents sans toutefois que les résultats ne puissent conditionner une opération de transfert des effluents issus de la laverie. Les inspecteurs n'ont toutefois pas identifié de dépassement des valeurs limites fixées pour les rejets des réservoirs de stockage des effluents du site.
Demande A2-6 **: Je vous demande de présenter les actions que vous allez réaliser pour vous conformer à**
l'article 5.7 de l'arrêté [8].
## B. Demandes De Complements D'Information Conformité Réglementaire Travaux Sur Le Décanteur De La Station De Déminéralisation
Les représentants EDF ont indiqué aux inspecteurs que des travaux de rénovation du décanteur de la station de déminéralisation étaient prévus dans les prochains mois. Pendant l'indisponibilité du décanteur, les conditions d'exploitation de la station de déminéralisation seront modifiées notamment en utilisant un matériel pour un autre usage que celui auquel il est initialement destiné (la cellule C1 de la première chaîne de la station pour effectuer le pré-traitement des eaux) en lieu et place du décanteur.
Demande B2-1 **: Je vous demande de réaliser une analyse du cadre réglementaire de la modification des** conditions d'exploitation de la **station de déminéralisation pendant les travaux qui seront menés sur le**
décanteur au regard des dispositions de l'article R. 593-**55 du code de l'environnement et de la décision**
n°2017-DC-0616 de l'ASN du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des INB. **Vous me** ferez part des conclusions de cette analyse.
## Représentativité Des Prélèvements Gazeux Aux Émissaires :
L'article 3.1.5 de la décision [3] dispose que « *l'emplacement des points de prélèvements ou des mesures in situ est* déterminé en cohérence avec l'étude d'impact pour assurer la représentativité des échantillons prélevés ou mesures pour la surveillance des rejets et de l'environnement ». Les inspecteurs ont consulté la procédure nationale EDF référencée D2000PNL00024 « *procédure nationale de* prélèvement, conditionnement, transport et conservation des échantillons d'effluents gazeux pour analyses radiochimiques des sites EDF ». Cette note cite en référence la norme ISO NF 2889 (dans sa version de 2010) qui concerne « *Échantillonnage des substances radioactives contenues dans l'air dans les conduits et émissaires de rejet des* installations nucléaires », mais le document indique explicitement qu'il ne traite pas de l'article 3.1.5 de la décision précitée. Demande B2-2 : Je vous demande de justifier que la conception et l'implantation des dispositifs de prélèvement dans les émissaires gazeux de vos installations permettent bien d'assurer la représentativité des prélèvements effectués pour les différents paramètres mesurés. Vous vous prononcerez également sur la conformité de ces dispositifs vis-à-vis de la norme ISO NF EN 2889, dont une nouvelle version est parue en novembre 2021.
## Réévaluation Meilleures Technologies Disponibles
Dans le volet relatif à la maitrise des inconvénients du rapport de conclusion du réexamen du réacteur 1 de la centrale nucléaire de Tricastin est présentée l'optimisation des rejets d'effluents et des déchets en prenant notamment en compte le retour d'expérience ou de meilleures technologies disponibles Les inspecteurs ont examiné par sondage, les éléments issus de ce retour d'expérience établis par EDF et les conclusions qui en étaient tirées. Un état des lieux des modes d'exploitation du circuit de traitement des effluents issus de l'ilot nucléaire (TEU) a été réalisé. Il en ressortait des solutions pour en optimiser les performances dont la mise en place sur les pompes de ce circuit de nouvelles pièces de rechange d'une meilleure technologie.
Au cours de l'inspection, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'en lieu et place de cette proposition d'optimisation, un projet de remplacement complet des pompes avait été envisagé sans toutefois qu'un planning n'ait été établi.
Demande B2-3 **: Je vous demande de me confirmer la stratégie retenue et de me transmettre le planning** de remplacement des pompes du circuit TEU.
## Prise En Compte Du Retour D'Experience
Les inspecteurs ont examiné la prise en compte par EDF du retour d'expérience basé sur les événements significatifs du domaine de l'environnement, de la radioprotection, de la sûreté ou du transport et qui relèveraient des inconvénients pour les intérêts protégés.
Dans le volet relatif à la maîtrise des inconvénients du rapport de conclusion du réexamen du réacteur 1 de la centrale nucléaire de Tricastin, ce retour d'expérience, tel qu'il est présenté, se limite à quelques événements sélectionnés parmi ceux déclarés par le CNPE du Tricastin. Aucune mention n'est faite des événements significatifs des autres centrales nucléaires du parc EDF français et de leur exploitation par la centrale nucléaire du Tricastin pour ses propres installations ou organisation en lien avec le domaine des inconvénients pour les intérêts protégés.
Les représentants EDF ont indiqué aux inspecteurs que cette analyse était faite en continu sans pour autant que cela ait été présenté dans le rapport de conclusion du réexamen du réacteur 1.
Demande B2-4 : Je vous demande de traiter, dans les prochains volets inconvénients des rapports de conclusion de réexamen que vous serez amené à réaliser, la prise en compte du retour d'expérience des événements significatifs issus d'autres centrales nucléaires d'EDF.
## Livrables Transmis A L'Appui Du Rapport De Reexamen Analyse De L'État Chimique Et Écologique Des Eaux De Surface
Dans la note EDF référencée D455619022606 relative au « Livrable associé au chapitre « *analyse de l'état chimique* et écologique des eaux de surface *» du volet inconvénients du RCR de Tricastin* 1 », l'exploitant présente l' « étude hydro-écologique et chimique du Rhône. CNPE de Tricastin. Synthèse décennale 2008-2017 ».
Cette étude, réalisée par une société prestataire, a été co-rédigée par un groupe de 5 auteurs, dont 3 personnes sont également identifiées en tant que contrôleurs et approbateurs du rapport. L'étude présente les résultats de calcul de différents indices permettant de statuer sur l'état écologique du cours d'eau. La liste des indices retenus dans l'étude n'est pas exhaustive par rapport aux indices préconisés dans l'arrêté du 25 janvier 2010 relatif aux méthodes et critères d'évaluation de l'état écologique, de l'état chimique et du potentiel écologique des eaux de surface pris en application des articles R. 212-10, R. 212-11 et R. 212-18 du code de l'environnement.
Demande B.2-5 : Je vous demande de me démontrer **la pertinence des indices retenus dans l'étude pour** évaluer l'état écologique du cours d'eau. En particulier, je vous demande de préciser la manière dont l'état écologique a été évalué pour ce qui concerne les macrophytes. L'étude pourra être utilement complétée en évaluant l'indice biologique macrophytique en rivière (IBMR).
Demande B2-6 : Je vous demande de justifier que cette étude a été **rédigée selon les règles de l'assurance** de la qualité et de préciser la manière dont vous vous assurez que les études que vous sous-traitez dans le cadre du réexamen sont bien réalisées conformément aux règles de l'assurance de la qualité **applicables**
aux INB.
# Annexe 3 : Demandes Relatives Aux Sites Et Sols Pollues Et A La Gestion Des Dechets
## A. Demandes D'Actions Correctives Conformité Conformite Des Eip Et Aip
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 ». La « Note technique réalisation d'un état des lieux des installa*tions nucléaires de base* », référence D309514011996 indice A en page 3 précise que : « *L'activité aval sur laquelle est reporté le classement AIP est la surveillance* réglementaire des eaux souterraines, dont les résultats figurent dans les registres réglementaires de surveillance de l'environnement. » Dans la liste des AIP, il est fait mention comme AIP l'élaboration du registre des opérations de contrôle et de surveillance des rejets non concertés au regard des mesures réalisées. Cela ne correspond pas à l'attendu défini dans la note technique citée précédemment. Le cahier des clauses techniques particulières (CCTP) « Sous traitance des prélèvements et mesures liées à la surveillance des eaux souterraines sur le CNPE de Tricastin » référence D45345027502 indice 2 n'identifie pas la réalisation de cette surveillance souterraine réglementaire comme une AIP. Demande A3-1 **: Je vous demande, conformément à ce qui est défini dans la note référencée**
D309514011996 indice A, **de classer la surveillance réglementaire des eaux souterraines comme une AIP**
et de lui appliquer l'ensemble des dispositions réglementaires prévues.
## Conformite Reglementaire Livrable Associé Au Chapitre État Des Sols Du Volet « Inconvénients » Du Rcr De Tricastin 1
La décision [3] prévoit aux articles 3.3.6 et 3.3.7 la réalisation d'une analyse comprenant un état des sols de son installation, jointe au rapport de réexamen prévu à l'article L.593-19 du code de l'environnement. En réponse à cette exigence, le CNPE de Tricastin a transmis le livrable associé au chapitre état des sols du volet «
inconvénients » du RCR de Tricastin 1, référencé D309519003139 indice A.
Le questionnement et les réponses apportées au cours de l'inspection ont mis en évidence le caractère parcellaire et non suffisant du livrable sur les sites et sols pollués qui ne permet pas d'apprécier la suffisance des investigations menées ou d'appréhender les éléments conduisant aux conclusions formulées. Toutefois, les échanges au cours de l'inspection ont montré que ces éléments étaient disponibles.
Demande A3-2 : **Je vous demande de compléter le livrable « état des sols » du CNPE du Tricastin** en reprenant, par zone d'intérêt, chaque marquage et d'y faire apparaitre les éléments concernant son origine, ses prélèvements associés, sa caractérisation (localisation, étendue, profondeur, concentration, accessibilité, hauteur de nappe) et les actions **de dépollution mises en œuvre.**
La démarche de référence à considérer, préconisée par la politique nationale de gestion des sites et sols pollués du ministère de l'environnement concernant la gestion des pollutions uniquement chimiques, est la suppression de la source de pollution.
Bien que le livrable « état des sols » présente les actions réalisées par le CNPE à la suite de la détection des marquages (réparations d'ouvrages, surveillance piézométrique des eaux souterraines, etc.), il n'indique pas les suites qui seront données au traitement de ces marquages (retrait partiel/total ou maintien en l'état) ni sous quelles échéances.
Des éléments d'information sur le retrait ou non des marquages ont été apportés aux inspecteurs lors de l'inspection mais il est nécessaire de les présenter dans le livrable « état des sols » avec les éléments de justification ad hoc. Demande A3-3 : Je vous demande de compléter le livrable « état des sols » du CNPE de Tricastin en explicitant, pour chaque marquage identifié, son statut vis-à-**vis d'un retrait, la justification détaillée dans**
le cas d'un maintien en l'état et les mesures de gestion envisagées et les échéances associées.
## Surveillance Des Eaux Souterraines
Dans le rapport de conclusion du quatrième réexamen périodique de la Tranche 1 du CNPE de Tricastin, il est indiqué que « *EDF a également optimisé la surveillance de la qualité des eaux souterraines de ses sites nucléaires, en :*
créant de nouveaux ouvrages piézométriques et réalisant la réfection d'ouvrages existants, *afin de disposer d'un* réseau de surveillance en adéquation avec les zones à risques potentiels identifiées ;
*mettant en place un programme de surveillance périodique renforcé (augmentation du nombre d'ouvrages suivis et* du nombre de paramètres chimiques et radiologiques analysés) ;
*améliorant et homogénéisant les modalités d'exploitation du réseau de surveillance piézométrique sur l'ensemble du* Parc nucléaire ;
*créant un guide de maintenance des piézomètres*. »
La note EDTGG/050054A du 3 octobre 2006 précise les modalités de surveillance optimisée des sous-sols pour le site de Tricastin. Elle définit les piézomètres constitutifs du réseau de surveillance, les paramètres à suivre et leur fréquence.
Le piézomètre SEZ017PZ fait partie des piézomètres constitutifs du réseau de surveillance optimisée. Or ce piézomètre a été comblé le 13 juin 2013, à la suite de la construction d'un bâtiment dans la zone où il se trouvait. Il a été indiqué que le piézomètre SEZ051PZ devait s'y substituer sans que puisse être présentée l'analyse d'équivalence menée ayant conduit à retenir ce piézomètre en remplacement du SEZ017PZ. Et il s'avère que si le piézomètre SEZ017PZ a effectivement disparu de la liste des piézomètres suivis dans le cadre de la surveillance optimisée, le piézomètre SEZ051PZ n'a pas été intégré.
Par ailleurs, le programme de suivi prévoit pour le piézomètre SEZ019PZ, un prélèvement mensuel et une analyse des paramètres suivants : pH, conductivité, hydrocarbures totaux, métaux lourds. Il s'avère que le CCTP « Sous traitance des prélèvements et mesures liées à la surveillance des eaux souterraines sur le CNPE de Tricastin » référence D45345027502 indice 2, dans son annexe 3 qui précise le planning de prélèvements dans les piézomètres et les analyses associées, ne fait pas mention de l'analyse mensuelle des hydrocarbures totaux et métaux lourds pour le piézomètre SEZ019PZ. L'examen des résultats des 4 dernières analyses mensuelles a confirmé que l'analyse des hydrocarbures et métaux lourds n'était pas réalisée.
Demande A3-4 **: Je vous demande de m'indiquer les enseignements tirés de ces situations et les**
dispositions retenues et mises en place afin de garantir que la surveillance optimisée, valorisée dans le RCR, est mise en œuvre telle que définie. Par ailleurs, cette surveillance optimisée a été définie en 2006. Depuis a été réalisée l'étude sur l'état des sols dans le cadre du 4ème réexamen périodique du réacteur de Tricastin.
Demande A3-5 **: Je vous demande de vérifier si la surveillance optimisée définie en 2006 est en adéquation**
avec les conclusions de l'état des sols réalisé dans le cadre du 4ème **réexamen périodique ou s'il est nécessaire**
de la modifier. **Vous me ferez part de vos conclusions.**
## Non-Respect D'Une Décision En Lien Avec L'Aire D'Entreposage De Matériels Et De Déchets Radioactifs
Par décision [9], le CNPE de Tricastin a été autorisé à entreposer un objet non emballé (pièce unitaire : faux couvercle de cuve) sur l'aire d'entreposage de matériels et de déchets radioactifs dite « aire d'expédition ». Cette autorisation a été délivrée sur la base de la demande d'autorisation complétée par courrier D4534GNU1900147 du 28 janvier 2019. La durée d'entreposage sollicitée pour « les objets non emballés de types déchets (ou pièces massives) » était de 2 ans. Depuis le 16 février 2021, le faux couvercle de cuve ne pouvait donc plus être régulièrement entreposé sur l'aire d'expédition. Cette non-conformité réglementaire a été détectée en mars 2022 et une fiche d'analyse du cadre réglementaire (FACR) a été établie. Elle conclut à la possibilité de prolonger le stockage dans l'attente des conclusions de l'étude technico-économique en cours afin de définir les solutions de traitement envisageables, considérant que cet entreposage n'amenait aucun risque complémentaire sur l'installation. Cette prolongation est considérée par EDF comme une modification non notable du dossier de demande. L'examen de la FACR
n'appelle pas d'observation. Demande A3-6 : Je vous demande de m'indiquer les enseignements tirés de cette situation **de non-respect**
d'une date butoir définie dans votre dossier de demande et les dispositions mises en œuvre pour éviter le renouvellement d'une telle situation pour d'autres autorisations existantes ou à venir.
## B. Demandes De Complements D'Information Investigations Complémentaires À La Suite De La Détection D'Une Pollution Des Sols
A proximité de l'huilerie et du transformateur du BAG, il est fait mention dans le livrable associé au chapitre états des sols du volet « inconvénients » du RCR de Tricastin 1 de la présence dans les sols, d'hydrocarbures, d'hydrocarbures aromatiques polycycliques, de phénols, chlorophénols ou PCB.
Les investigations dans les sols pour délimiter l'étendue de cette pollution n'avaient toujours pas été réalisées au jour de l'inspection alors que cette pollution a été identifiée à l'occasion des sondages de sols réalisés en novembre 2018.
Demande B3-1 **: Je vous demande de me transmettre votre plan d'action ainsi que le calendrier de mise en**
œuvre afin de déterminer l'étendue de la zone polluée et **les actions engagées à l'issue.**
## Ventilation Des Sas De Tri Et De Découpe Du Bâtiment Des Auxiliaires De Conditionnement (Bac)
Les systèmes de ventilation des sas de tri et de découpe du BAC permettent d'éviter la dispersion de contamination à l'extérieur des sas et du bâtiment que pourraient engendrer les opérations de traitement des déchets nucléaires. Un suivi quotidien est réalisé pour s'assurer du bon fonctionnement des systèmes de ventilation.
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont examiné les fiches de relevé quotidien des déprimogènes installés en toiture des sas. Pour le sas de découpe, un défaut du filtre a été constaté le 14 mars 2022. Le remplacement du filtre a été réalisé de manière réactive et a été tracé dans une fiche de maintenance que les inspecteurs ont pu consulter. Néanmoins, la fiche mentionne qu'aucun essai de l'appareil ni mesure de dépression et débit d'air ne doit être réalisé avant la remise en service de l'appareil.
Demande B3-2 : J**e vous demande de m'indiquer comment a été réalisée la requalification du déprimogène**
avant sa **remise en service. Vous me transmettrez les modes de preuve associés. Si cette requalification n'a** pas été effectuée, vous en justifierez les raisons.
## Confinement Des Effluents De La Zone N1 De L'Aire Tfa
La zone N1 de l'aire TFA est dédiée à l'entreposage des huiles très faiblement radioactives. Pour prévenir le déversement dans le milieu naturel de ces huiles, elles sont entreposées sur une partie de la zone N1 de l'aire TFA qui dispose d'un revêtement étanche permettant de renvoyer les effluents vers un point bas de la rétention équipée d'une vanne maintenue en position fermée. La rétention est également équipée de 2 sondes de niveau avec un report d'alarme en salle de commande qui permet d'alerter les opérateurs en cas d'atteinte du niveau dans la rétention. Le déclenchement de l'alarme permet de mener les opérations prévues pour éviter un débordement de la rétention et un transfert des effluents radioactifs vers le milieu naturel. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs si le bon fonctionnement de la retransmission de l'alarme faisait l'objet d'un contrôle périodique.
Demande B3-3 : J**e vous demande de m'indiquer les modalités de contrôle périodique associées aux sondes** de niveau et à l'alarme susmentionnées. Le cas échéant, vous me transmettrez les résultats des derniers contrôles réalisés.
## Stockage De Soude Sur L'Aire Est
Le CNPE de Tricastin a été autorisé par l'ASN à stocker, sur l'aire Est, de la soude contaminée dans des citernes sur rétention. A la suite des dégradations constatées sur les rétentions, il a été décidé de procéder à un transfert de la soude contaminée dans des réservoirs SAFRAP d'1 m3 munis d'une double enveloppe.
Ce transfert a fait l'objet d'une fiche d'analyse du cadre réglementaire (FACR) préalable qui conclut au caractère non notable de cette modification des conditions de stockage. L'examen de la FACR n'appelle pas d'observation.
Toutefois, la feuille de contrôle annuel des conditions de stockage « *contrôles périodiques aire Est* », référencée D45349065191 indice 0 n'a pas été mise à jour à la suite du changement de conditionnement des stockages de la soude. Demande B3-4 : Je vous demande de me **transmettre la feuille de contrôle annuel de l'aire Est modifiée.**
Ce contrôle devra intégr**er un contrôle de l'absence de fuite au niveau de la première paroi.**
## C. Observations Programme De Surveillance Des Eaux Souterraines
Les outils sont multiples pour définir la surveillance des eaux souterraines, au titre réglementaire, au titre de la surveillance optimisée, suite à évènement. Cette multiplication des outils est susceptible de conduire à des incohérences ou à des oublis.
## Conformité Des Piézomètres
Pour le piézomètre 012PZ, la remarque formulée dans le cadre de l'audit de conformité des piézomètres réalisé en novembre 2020, est effective. Le bouchon du joint d'étanchéité est manquant et cela doit donc faire l'objet d'une intervention. La priorisation des remises en conformité des piézomètres à la suite des constats formulés dans le cadre de l'audit de conformité réalisé fin 2020 n'apparaît pas liée au statut du piézomètre (piézomètre requis dans le cadre de la surveillance réglementaire, piézomètre requis dans le cadre de la surveillance optimisée ou autre piézomètre) Les étiquettes des piézomètres SEZ057 et 059PZ n'étaient plus en place.
Enfin, le garde-corps du piézomètre SEZ003PZ restait à fixer au sol.
## Contrôle De La Ventilation Au Niveau De La Presse À Compacter Du Bac
Avant chaque utilisation de la presse à compacter, il est requis de vérifier que la ventilation soit en service avec une ΔP conforme (selon GSG00069). Le contrôle de la présence d'un flux d'air dans le local est réalisé par le chef d'équipe 1 fois par semaine.
## Aire Tfa
Il a été constaté, lors de la visite de l'aire TFA, l'absence des repères signalétiques de la vanne de la zone N2 et du poteau incendie situé face à l'entrée principale de la zone N3.
[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 no 2013-DC-0360 du 16 juillet 2013 de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) du 16 juillet 2013 relative à la maitrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base précise les dispositions réglementaires du titre IV de l'arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base (INB).
[4] CODEP-DEU-2019-042607 Maitrise des risques non radiologiques à la suite de l'accident « Lubrizol » à Rouen
[5] Décision no 2008-DC-0101 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 13 mai 2008 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvements et de consommation d'eau et de rejets dans l'environnement des effluents liquides et gazeux des installations nucléaires de base no 87 et no 88 exploitées par Électricité de France (EDF-SA) sur la commune de Saint-Paul-Trois-Châteaux (département de la Drôme)
[6] Décision no 2008-DC-0102 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 13 mai 2008 fixant les limites de rejets dans l'environnement des effluents liquides et gazeux des installations nucléaires de base no 87 et no 88 exploitées par Électricité de France (EDF-SA) sur la commune de Saint-Paul-Trois-Châteaux
(département de la Drôme)
[7] Décision no 2017-DC-0588 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 6 avril 2017 relative aux modalités de prélèvement et de consommation d'eau, de rejet d'effluents et de surveillance de l'environnement des réacteurs électronucléaires à eau sous pression
[8] Arrêté du 14 janvier 2011 relatif aux prescriptions générales applicables aux installations classées soumises à déclaration sous la rubrique n ° 2340 (blanchisserie, laverie de linge)
[9] Décision no CODEP-LYO-2019-008347 du Président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 février 2019 autorisant Électricité de France (EDF) à exploiter une aire d'entreposage de matériels et de déchets radioactifs sur la centrale nucléaire du Tricastin (INB n° 88)
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INSSN-CAE-2022-0173 | A Caen, le 10 juin 2022 Monsieur le Directeur CNPE de Penly BP 854 76 370 NEUVILLE-LES-DIEPPE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Centrale nucléaire de Penly 1 et 2 - INB 136 et 140 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0173 du 23 mars 2022 Améliorations de sûreté Post-Fukushima
## Références :
[1] **- Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;**
[2] - Décision n°2012-DC-0289 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 26 juin 2012 fixant à Électricité de France - Société Anonyme (EDF-SA) des prescriptions complémentaires applicables au site électronucléaire de Penly (Seine-Maritime) au vu des conclusions des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) des INB n° 136 et 140 [3] - Note EDF D5039-0DC/MLC indice 9 du 24 février 2022 - Organisation de crise - Gestion des matériels locaux de crise
[4] - Procédure EDF D5039-GIMP004258 indice 0 du 27 janvier 2022 - Procédure de réalimentation des systèmes ASG et des piscines BK par bâches souples SEU
[5] - Courrier ASN CODEP-CAE-2021-058958 du 14 décembre 2021 - Inspection n° INSSN-CAE-20210184 du 09 novembre2021
[6] - Courrier ASN CODEP-CAE-2021-000463 du 4 janvier 2021 - Inspection n° INSSN-CAE-2020-190 du 16 décembre 2020 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection sur les améliorations de sûreté PostFukushima a eu lieu le 23 mars 2022 sur le CNPE de Penly.
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 des améliorations de sûreté Post-Fukushima. Les inspecteurs ont contrôlé sur site la bonne intégration des modifications matérielles et des dispositions organisationnelles en réponses à certaines prescriptions techniques de la décision en référence [2]. Ils ont également procédé à un examen des réponses d'EDF à de précédentes inspections. L'équipe d'inspection s'est scindée en deux groupes ayant chacun à charge le contrôle de la bonne déclinaison des réponses d'EDF aux prescriptions techniques au travers d'une analyse documentaire et de vérifications sur le terrain.
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation mise en œuvre par EDF sur le CNPE de Penly pour la mise en œuvre des améliorations de sûreté Post-Fukushima apparaît perfectible. Les inspecteurs ont relevé que la plupart des modifications matérielles et des dispositions matérielles prévues avait bien été mises en œuvre. Cependant, les dispositions opérationnelles de mise en œuvre des moyens de crise et le suivi dans le temps du bon fonctionnement des matériels nécessitent des améliorations conformément aux demandes ci-dessous.
## A. Demandes D'Actions Correctives Caractère Opérationnel Des Moyens Provisoires De Réalimentation En Eau Des Réacteurs
La prescription référencée [EDF-PEN-15] [ECS-16] de la décision en référence [2] exige notamment qu'
« avant le 31 décembre 2012, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications en vue d'installer des dispositifs techniques de secours permettant d'évacuer durablement la puissance résiduelle du réacteur et de la piscine d'entreposage des combustibles en cas de perte de la source froide. Ces dispositifs doivent répondre aux exigences relatives au noyau dur objet de la prescription [ECS-1] ci-dessus.».
Dans l'attente des modifications définitives destinées à répondre à l'ensemble des exigences susmentionnées, EDF a déployé une modification provisoire sur certains CNPE dont celui de Penly, afin d'ajouter des moyens supplémentaires d'appoint en eau aux générateurs de vapeur ainsi qu'aux piscines d'entreposage des combustibles. Cette modification provisoire comprend l'installation sur site de deux bâches souples d'eau pouvant être mises à disposition pour les deux réacteurs via l'utilisation de moyens locaux de crise, à savoir notamment des pompes autonomes, des flexibles et des raccords aisément connectables, et dont la gestion est définie dans la note en référence [3]. La mise en œuvre de ces moyens par les équipes de crise est assurée selon une procédure opérationnelle en référence [4]. Les inspecteurs ont examiné le caractère opérationnel de la procédure et des moyens à disposition sur le terrain pour la mise en œuvre de cette modification provisoire. Les inspecteurs ont relevé les points suivants :
- **le conteneur dit « SEU provisoire » entreposé à proximité des bâches souples contient des**
matériels non identifiés dans la note en référence [3]. Vos représentants ont indiqué que ces matériels avaient été livrés avec les autres matériels requis par la note en référence [3] et étaient stockés dans ce container, mais étaient *a priori* **non nécessaires à la mise en œuvre**
de la procédure en référence [4]. Il apparaît que ces matériels peuvent s'avérer gênants pour la bonne mise en œuvre de la procédure et générer ainsi des délais supplémentaires, un risque de sécurité pour les intervenants et enfin des interrogations des équipes de crise lors de la mise en œuvre de la procédure. Par ailleurs, ils peuvent s'avérer également gênants pour la réalisation des contrôles périodiques des matériels requis et ainsi nuire à la qualité du contrôle ;
- **l'emplacement du conteneur dit « caisse MLC FARN 1 KA0842 » n'est pas schématisé dans**
la procédure en référence [4] et, selon vos représentants, il nécessite la mise en place d'une signalisation dédiée dans le local concerné ;
- **les chatières identifiées dans la procédure en référence [4] pour permettre le passage des**
clôtures du réacteur n° 2 par les flexibles n'ont pu être présentées aux inspecteurs lors de l'inspection. Selon vos représentants, il apparaît que des travaux de réfection de clôture ont été menés sans identifier la nécessité d'installer des chatières dans la nouvelle clôture pour permettre le passage de ces flexibles.
Demande A.1 : Au vu des éléments susmentionnés, je vous demande de vous assurer du caractère opérationnel des documents en référence [3] et [4] pour permettre une mise en œuvre aisée des matériels en situation de crise. Pour chacun des points susmentionnés, vous me ferez part de votre analyse et des actions préventives, curatives et correctives envisagées au besoin.
## Conduite À Tenir En Cas De Séisme
La prescription référencée [EDF-PEN-10] [ECS-10] de la décision en référence [2] exige qu' « *avant le 30* juin 2012, l'exploitant [transmette] à l'ASN un programme de formation des équipes de conduite permettant de renforcer leur niveau de préparation en cas de séisme. Ce programme doit notamment comprendre des mises en situations régulières. Ce programme doit avoir été suivi par le personnel de conduite du réacteur en charge de la baie sismique et des mesures d'exploitation associées au plus tard le 31 décembre 2012. Les autres équipes de conduite du site doivent recevoir une information au 31 décembre 2012 et avoir suivi l'ensemble du programme au plus tard le 31 décembre 2013 ».
Les inspecteurs ont procédé à une mise en situation en salle de commande du réacteur n° 1 en simulant un ressenti de séisme en salle de commande. Ils ont relevé les faits suivants :
- **la procédure dite « I-EAU » semble connue par les agents mais son application est apparue**
laborieuse notamment pour caractériser le niveau de séisme et statuer sur son caractère « significatif » même si les agents ont finalement pu statuer de manière satisfaisante ;
- **l'accès à la baie d'instrumentation sismique nécessite de passer dans une zone de travaux**
avec un échafaudage et des luminaires démontés qui ont interrogé les inspecteurs quant à leur bonne tenue en cas de séisme ;
- **en cas de doute sur l'instrumentation de la baie, le rapport de sûreté valorise l'analyse d'un**
accélérographe de pic en salle de commande. Ce matériel était inconnu des agents de quart.
Il apparaît par ailleurs que les consignes mises en œuvre permettent de se dispenser de l'analyse de ce matériel, sans proposer d'alternative équivalente. Enfin, cet accélérographe était disposé derrière les pupitres au sol et sans signalement ni protection contre les chocs, au milieu de matériels électriques qui ne devraient pas être entreposés à cet endroit.
Demande A.2 : Au vu des éléments susmentionnés, je vous demande de renforcer votre niveau de préparation en cas de séisme afin que les agents puissent accéder aisément aux équipements nécessaires et puisse appliquer sans ambiguïté les procédures associées. Pour les différents points susmentionnés, vous m'indiquerez les actions curatives et correctives associés. Par ailleurs, vous vérifierez si l'accélérographe de pic de la salle de commande est opérationnel.
## Surveillance Radiamétrique De L'Installation En Situation Accidentelle
La prescription référencée [EDF-PEN-02] [ECS-1] de la décision en référence [2] exige notamment que
« […] l'exploitant [prenne] toutes les dispositions nécessaires pour assurer le caractère opérationnel de l'organisation et des moyens de crise en cas d'accident affectant tout ou partie des installations d'un même site. A cet effet, l'exploitant inclut ces dispositions dans le noyau dur défini au I. de la présente prescription, et fixe en particulier, conformément au II de la présente prescription, des exigences relatives : […]à la disponibilité des paramètres permettant de diagnostiquer l'état de l'installation, ainsi que des mesures météorologiques et environnementales (radiologique et chimique, à l'intérieur et à l'extérieur des locaux de gestion des situations d'urgence) permettant d'évaluer et de prévoir l'impact radiologique sur les travailleurs et les populations […] **».**
Pour répondre aux exigences susmentionnées, EDF a entre autres déployé en 2014 sur chaque site quatre sondes radiométriques mobiles qui doivent être mises en place sur le terrain dans les premières heures d'un éventuel accident occasionnant des rejets, si les balises fixes de mesure déjà présentes ne sont plus disponibles. Cette action a été menée dans la phase dite « réactive » du programme d'améliorations post-Fukushima d'EDF qui s'est terminée en 2015. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont relevé que les sondes étaient présentes à Penly depuis plusieurs années mais que la déclinaison opérationnelle pour leur mise en œuvre et le suivi de leur fonctionnement n'avait pas été réalisée. Ces sondes avaient été renvoyées chez le constructeur pour une remise en état et avaient été réexpédiées à Penly, hormis les batteries qui restaient à réceptionner.
Un travail était en cours le jour de l'inspection pour élaborer la documentation relative à la mise en œuvre de ces sondes en situation accidentelle, à la maintenance et aux contrôles périodiques de leur bon fonctionnement. Par ailleurs, des réunions étaient programmées pour veiller à la bonne télétransmission des valeurs mesurées sur ces sondes. Enfin, des formations devaient être définies et mises en œuvre pour présenter aux équipes concernées le mode opératoire associé. Vos représentants avaient pour objectif interne une mise en application de ces moyens en situation accidentelle au 30 juin 2022. Demande A.3 : Considérant que la mise en application de ces moyens aurait dû être réalisée dès lors que les sites ont en été dotés, c'est-à-dire dans la phase dite « réactive » du programme d'améliorations post-Fukushima d'EDF, je vous demande de veiller à une mise en application effective de ces moyens au plus tard au 30 juin 2022 conformément à votre objectif interne. Vous m'informerez de l'avancement de l'élaboration de la documentation et des formations délivrées aux équipes pour la bonne mise en œuvre et le suivi du fonctionnement de ces sondes radiamétriques.
Vous veillerez à m'informer de la date effective de mise en application de ces moyens et me transmettrez les modes de preuve associés.
## Caractère Opérationnel Des Moyens Mobiles De Production D'Air Et De Pompage
La prescription référencée [EDF-PEN-02] [ECS-1] de la décision en référence [2] exige notamment que
« l'exploitant [prenne] toutes les dispositions nécessaires pour assurer le caractère opérationnel de l'organisation et des moyens de crise en cas d'accident affectant tout ou partie des installations d'un même site **».**
Les inspecteurs ont examiné, sur le terrain, l'état des moyens mobiles de production d'air et de pompage et, en salle, la maintenance et les contrôles de bon fonctionnement réalisés sur ces matériels locaux de crise (MLC) tels que définis dans la note en référence [3]. Pour les moyens mobiles de pompage, ils ont relevé les points suivants :
- **la motopompe référencée 0ASG701PO semblait présenter un réservoir de liquide de**
refroidissement vide (sans niveau visible) ;
- **le capot du coffret électrique de cette motopompe ne semblait pas correctement monté et**
pinçait un élément intérieur du coffret ;
- **le coffre de stockage des tuyaux nécessaires à la réalimentation en fioul de la motopompe**
semblait sous-dimensionnée en volume et ne fermait pas ;
- **des servantes rouges contenant a priori des moyens locaux de crise pour la lutte contre**
l'incendie étaient stockés dans le container dédié de la motopompe alors que ce n'est pas prévu dans la procédure en référence [3].
Pour les moyens mobiles de production d'air, ils ont relevé les points suivants :
- **une humidité importante était présente dans le container de stockage du groupe**
motocompresseur mobile référencé 1SAP004CO occasionnant une corrosion de l'équipement. Il apparaît que ce constat avait été relevé lors du dernier contrôle de ces moyens locaux de crise sans qu'aucune action corrective n'ait été menée ;
- **il y avait une présence d'huile sur la plaque de fond du compresseur susmentionné avec une**
suspicion de fuite à investiguer du matériel ;
- **aucune simulation d'appoint du réservoir additionnel de carburant des motocompresseurs**
à partir de la bâche des groupes électrogènes du réacteur affecté ne semble réalisée dans le cadre du test de mise en place à blanc de l'installation. Les rapports d'intervention consultés par sondage indiquaient que cette simulation n'avait pas été réalisée ;
- **l'ouverture du container de stockage des moyens locaux de crise était entravé par une**
barrière de chantier installée à proximité ;
- **la vanne référencée 1SAR959VA située au niveau du piquage de réalimentation en air de la**
pince vapeur était corrodée et un détritus (emballage alimentaire) était présent dans le raccord rapide de la tuyauterie.
Demande A.4 : Je vous demande de veiller à assurer le caractère opérationnel de l'organisation et des moyens de crise pour la mise en œuvre des moyens mobiles de production d'air et de pompage des deux réacteurs. Pour les différents points susmentionnés, vous m'indiquerez les écarts que vous aurez éventuellement détectés et les actions curatives et correctives associées.
## Gestion De La Protection Volumétrique
La prescription référencée [EDF-PEN-07][ECS-6] de la décision en référence [2] exige qu' « *avant le 31* décembre 2013, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications qu'il envisage en vue de renforcer, avant le 31 décembre 2016, la protection des installations contre le risque d'inondation au-delà du référentiel en vigueur au 1er janvier 2012, par exemple par le rehaussement de la protection volumétrique, en vue de se prémunir de la survenue de situations de perte totale de la source froide ou des alimentations électriques, pour les scénarios audelà du dimensionnement, notamment : pluies majorées, inondation induite par la défaillance d'équipements internes au site sous l'effet d'un séisme ».
Pour répondre à l'exigence susmentionnée, EDF a, entre autres, déployé une modification sur les sites consistant notamment en l'ajout de protections rapprochées basses (PRB) à l'entrée des locaux concernés. Lors de leur visite des installations, les inspecteurs ont relevé les points suivants :
- **la PRB dite « automatique « (qui se lève en cas de pluie forte) devant la porte de la voie B de**
la station de pompage du réacteur n° 1 était entravée par une porte, laissée ouverte et dont le ferme-porte était cassé, ne lui permettant ainsi plus de fonctionner correctement en cas de pluie forte. Par ailleurs, en cas de pluie forte, la levée de la PRB empêcherait l'ouverture de la porte et donc l'accès, voire l'évacuation, du bâtiment ;
- **Les étiquetages des PRB des voies A et B de la station de pompage du réacteur n° 1**
semblaient inversés par rapport à vos gammes de contrôle ;
- **Les PRB situées aux accès des bâtiments abritant les groupes électrogènes de secours sont**
équipées de clapets afin de limiter l'accumulation d'eau entre les potentiels accès à l'intérieur des bâtiments et les PRB. Ces clapets présentaient pour certains des jeux de fonctionnement importants interrogeant sur leur étanchéité et pour d'autres, des jeux quasi-nuls interrogeant sur leur manœuvrabilité. Un des clapets était d'ailleurs bloqué en position ouverte par des cailloux accumulés au sol et, après avoir refermé par retrait de ces éléments, ne semblait plus manœuvrer du fait d'un contact avec le sol.
- **Certaines PRB sont conçues avec un drain équipé d'un clapet pour envoyer l'eau accumulée**
entre les potentiels accès à l'intérieur des bâtiments et les PRB vers les réseaux d'eau du site. D'après vos représentants, aucun essai n'est réalisé pour s'assurer de l'étanchéité du clapet notamment si les réseaux d'eau venaient à être saturés ou bouchés. Or, il apparaît que l'inétanchéité de ces clapets pourrait engendrer un déversement de l'eau de ces réseaux directement vers les zones à protéger.
Demande A.5 : Pour chacun des points susmentionnés, je vous demande de mettre en œuvre des actions curatives et correctives pour garantir une meilleure gestion de la protection volumétrique. Vous m'informerez des actions menées en ce sens et veillerez à un traitement générique des matériels similaires présents sur l'installation.
## Compétences Pour La Manutention De Combustible
La prescription référencée [EDF-PEN-21][ECS-23] de la décision en référence [2] exige notamment qu'
« *avant le 30 juin 2012, l'exploitant [remette] à l'ASN une étude des dispositions envisageables, en cas de perte* totale des alimentations électriques et de vidange accidentelle, pour mettre en position sûre un assemblage de combustible en cours de manutention dans le bâtiment combustible avant que les conditions d'ambiance ne permettent plus d'accéder aux locaux **».**
Pour répondre à l'exigence susmentionnée, EDF a notamment déployé une modification sur chaque site pour donner les moyens aux agents en charge des manutentions de combustible d'effectuer la mise en position sûre d'un assemblage combustible en cours de manutention*, en* **cas de perte totale des**
alimentations électriques. D'après vos représentants, une formation sur la mise en œuvre d'une procédure nationale émise en septembre 2021 a été dispensée en octobre 2021 à tous les agents habilités en charge des manutentions de combustible. Cependant, il apparaît que vous n'avez pas encore intégré de recyclage périodique associé à cette formation dans votre système de management intégré permettant ainsi de vous assurer du maintien dans le temps de cette compétence.
Demande A.6 : Je vous demande d'intégrer dans votre système de management intégré le recyclage périodique de la formation relative à la mise en position sûre, en cas de perte totale des alimentations électriques, d'un assemblage combustible en cours de manutention pour le maintien de l'habilitation des agents concernés.
## Protection Des Travailleurs En Situation De Crise
La prescription référencée [EDF-PEN-29] [ECS-30] de la décision en référence [2] exige notamment qu'
« *au plus tard le 30 juin 2012, l'exploitant [mette] en place des moyens de communication autonomes permettant* un contact direct du site avec l'organisation nationale de crise visée dans la directive interministérielle du 7 avril 2005 **».**
Les inspecteurs ont vérifié la présence de téléphones satellitaires en salle de commande du réacteur n°1 et les contrôles permettant de vérifier la fonctionnalité de ces équipements. Lors des échanges avec vos représentants, il apparaît que l'utilisation de ces matériels nécessite de se rendre en toiture des bâtiments et entraîne donc une exposition à l'environnement immédiat des réacteurs en situation accidentelle. Pour autant, il apparaît qu'aucune consigne particulière relative aux moyens de protection des équipiers de crise n'est définie pour l'utilisation de cet équipement en situation accidentelle. Demande A.7 : Je vous demande de définir et de documenter les consignes particulières de protection des équipiers de crise en cas de nécessité d'utilisation d'un téléphone satellitaire à l'extérieur des bâtiments en situation accidentelle.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Gestion De La Protection Volumétrique
Les inspecteurs ont examiné les suites de l'inspection référencée INSSN-CAE-2021-0184 du 9 novembre 2021 sur le thème de la gestion des agressions climatiques et notamment la réponse faite à la demande référencée A.1 du courrier en référence [5]. Cette demande était relative aux contrôles finaux menés avant redémarrage sur les éléments de la protection volumétrique afin de vous assurer de l'intégrité de cette protection volumétrique. Il avait été mis en évidence notamment des erreurs dans la gamme opératoire et certains contrôles qui n'avaient pu être réalisés sans une justification probante associée. En réponse à cette demande, vous avez mis en œuvre des contrôles à travers une procédure dédiée afin de mettre à jour la gamme opératoire associée à ces contrôles au redémarrage d'un réacteur. Les inspecteurs ont souhaité assister à une mise en œuvre de ces contrôles par sondage sur le terrain.
Ils ont relevé les faits suivants :
- **Les contrôles réalisés sur les PRB consistent uniquement en des contrôles visuels externes**
de l'état de la PRB en position. Il n'est pas prévu notamment de manipulation des PRB
amovibles pour vérifier l'état global des joints. Ainsi, lors de la manipulation de la PRB référencée 2HDB0506WR, il est apparu une dégradation du joint qui ne peut être identifiée en l'absence de manipulation. Vos représentants ont indiqué que ce contrôle était normalement réalisé lors de la mise en position de la PRB mais les inspecteurs s'interrogent sur la documentation de ce contrôle et sur l'absence de détection de la dégradation identifiée ;
- **La procédure de contrôle intermédiaire mise en œuvre en réponse à l'inspection**
susmentionnée identifiait plusieurs trémies à contrôler sans forcément préciser les requis associés à ces trémies. S'agissant d'un contrôle de l'intégrité de la protection volumétrique, il était attendu *a priori* **un contrôle de l'étanchéité des trémies mais sur les deux trémies**
examinées, une (référencée 2JSD004WGT7241) laissait passer une tuyauterie et présentait un revêtement d'étanchéité en bon état, la seconde (référencée 2JSD004WGT7411) était un trou ouvert dans le mur. Le jour de l'inspection, vos représentants n'étaient pas en mesure de présenter les requis attendus sur chacune de ces trémies lors du contrôle et de préciser la fonctionnalité de la seconde trémie dans le cadre de la protection volumétrique ;
- **La PRB référencée 1HWA0510WR présentait un jeu d'environ un centimètre avec un des**
poteaux, ce qui interroge sur la suffisance de son étanchéité.
Demande B.1 : Je vous demande de m'informer des moyens à disposition des contrôleurs concernés pour identifier les requis relatifs à la protection volumétrique et les observables associés aux différents matériels concernés par ces contrôles avant le redémarrage des réacteurs. Vous veillerez à vous assurer que les exigences définies pour la protection volumétrique font l'objet de contrôles adaptés avant redémarrage d'un réacteur et m'informerez des actions menées en ce sens. Pour les différents points susmentionnés, vous m'informerez des exigences définies associées aux matériels concernés et de leur état de conformité.
## Aire De Dépotage Des Diesels D'Ultime Secours (Dus)
Les inspecteurs ont examiné les suites de l'inspection référencée INSSN-CAE-2020-190 du 16 décembre 2020 sur le thème de la vérification des travaux neufs d'installation des DUS et notamment la réponse faite à la demande référencée A.2 du courrier en référence [6]. Cette demande était relative aux mesures à mettre en œuvre dans l'attente de la mise en service d'une aire de dépotage définitive pour l'alimentation en fioul des DUS. En réponse à cette demande, vous avez indiqué mettre en œuvre des moyens provisoires dans l'attente de la mise en service d'une aire de dépotage dédiée avec une échéance à fin août 2021.
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont relevé que des travaux étaient toujours en cours et que l'aire de dépotage définitive n'était toujours pas mise en service. Vos services n'avait *a priori* **pas informé**
l'ASN de ce report d'échéance. Vos représentants ont indiqué que les moyens provisoires pouvaient toujours être mis en œuvre au besoin. Demande B.2 : Je vous demande de m'indiquer une échéance ferme pour la mise en service de l'aire de dépotage définitive des DUS. Vous m'informerez de la mise en service effective de cette aire.
## Signalisation Des Matériels Associés Au Dus
Les inspecteurs ont observés que les gaines du circuit de ventilation référencé DUV présentaient une signalétique indiquant une circulation du fluide *a priori* **dans le mauvais sens.**
Ils ont aussi remarqué que les plaques de repères au niveau du cadre des bouteilles d'azote de la protection incendie du système JPU signalaient des « vannes » au lieu de « détendeurs ». Les inspecteurs ont indiqué à vos représentant que ce point avait était la cause d'un écart traité par le CNPE de Flamanville décrit dans le courrier EDF du 14 mars 2021 référencé D454121007610. Demande B.3 : Je vous demande de veiller à une signalisation adéquate sur les matériels. Pour les cas susmentionnés, vous me ferez part de votre analyse sur la conformité de la signalisation observée à la lumière du courrier référencé D454121007610.
## C. Observations Ergonomie De La Documentation
La fiche n°29 de votre note en référence [3], consacrée au dispositif SEU provisoire, mentionne l'utilisation de « pompes mobiles », sans plus de précision. Votre procédure en référence [4] précise qu'il s'agit des pompes référencées 0 ASG 701 et 702 PO (qui sont par ailleurs associées à la fiche n°19 de votre note en référence [3]). Il serait opportun de mentionner explicitement dans la fiche n°29 que les « pompes mobiles » concernées sont les pompes mobiles associées à la fiche n° 19. En réponse à la prescription référencée [EDF-PEN-29] [ECS-18.I] de la décision en référence [2], qui demandait que l'exploitant présente « les modifications qu'il envisage en vue d'augmenter notablement l'autonomie des batteries utilisées en cas de perte des alimentations électriques externes et internes **», EDF a**
porté l'autonomie des batteries concernées de une heure à deux heures et a précisé que les gammes locales de maintenance de ces batteries avaient été actualisées et que « cette action permettra de vérifier lors des essais de décharge pour le contrôle de l'autonomie, réalisés en arrêt de tranche, que l'autonomie des batteries en voie A est bien de 2h au minimum **». Les inspecteurs ont vérifié par sondage la bonne mise en**
œuvre de la procédure de maintenance correspondante, intitulée « Evaluation autonomie et aptitude BT Plomb **». Lors de l'examen, ils ont relevé que l'étape de cette procédure consistant à comparer la tension**
globale atteinte en fin de l'autonomie requise au « seuil de tension prédéfini » ne permet pas bien de documenter quelle valeur du « seuil de tension prédéfini » l'intervenant a sélectionné pour effectuer cette comparaison. La procédure de maintenance pourrait proposer une meilleure documentation de l'activité sur ce point.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division, Signé par Gaëtan LAFFORGUE-MARMET |
INSSN-BDX-2022-0067 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2022-015174 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP 24 82401 VALENCE d'AGEN CEDEX
Bordeaux, le 12 avril 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.** CNPE de Golfech : **Organisation et moyens de crise**
N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : **Inspection n° INSSN-BDX-2022-0067**
Références : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de** base ; [3**] Décision n° 2017-DC-0592 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 13 juin 2017 relative aux** obligations des exploitants d'installations nucléaires de base en matière de préparation et de gestion des situations d'urgence et au contenu du plan d'urgence interne ; [4**] Décision n° 2013-DC-0360 modifiée de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013**
relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection inopinée a eu lieu dans la nuit du 21 au 22 mars 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech 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, en particulier en cas d'aléas extrêmes.
Six inspecteurs de l'ASN et un expert de l'institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN)
ont procédé à un exercice de crise inopiné en dehors des heures ouvrées pour vérifier la capacité du site à gérer une situation d'urgence lorsque les voies de communications routières sont encombrées ou impraticables rendant le site isolé. Au vu de cet examen, l'organisation mise en œuvre par le CNPE de Golfech pour la gestion de crise lorsque le site est isolé est apparue globalement pertinente pour la situation simulée. Toutefois, des dysfonctionnements matériels dans les locaux de crise et organisationnels ont été constatés par les inspecteurs. Aussi, les inspecteurs estiment que l'exploitant doit s'assurer que le personnel mandaté pour déclencher le dispositif d'alerte des équipiers de crise est suffisamment formé et que l'efficacité du dispositif de gestion de crise reste efficace conformément à l'attendu.
## Scénario Et Déroulement De L'Exercice
Le scénario proposé consistait tout d'abord au passage d'une tornade à 22h00, aux abords du CNPE. Les débris de cette tornade entraînaient le colmatage des pompes du système d'eau brute secourue
(SEC) du réacteur 2 (tranche 12 dans le cadre de l'exercice). En parallèle, les dégâts exceptionnels bloquaient de nombreux axes routiers ne permettant pas aux équipes d'astreinte de rejoindre le site et endommageaient certains réseaux de communication. Le jour de l'inspection, l'exercice a débuté à 22h20 selon le scénario prévu. Afin de faciliter le travail de contrôle des inspecteurs, seul le réacteur 2 a été supposé concerné par l'événement sans impliquer d'actions réelles au niveau de son fonctionnement. Seule la participation du chef d'exploitation (CE) a été nécessaire pour animer la mise en situation au niveau de la salle de commande, les opérateurs restant concentrés sur la conduite réelle du réacteur en exploitation. Un délai d'environ 20 minutes a été nécessaire afin que le CE appréhende les particularités techniques du scénario. Les inspecteurs et l'expert de l'IRSN ont tout d'abord simulé l'apparition d'alarmes indiquant la perte de la source froide et ont observé les réactions du CE face à cette situation. Les procédures prévoient l'application du logigramme d'orientation initiale (LOIC) par le CE, le conduisant à identifier l'atteinte d'un critère de déclenchement « Sûreté radiologique » (SR)
dans un contexte climatique relevant potentiellement d'un plan d'urgence interne (PUI) « Sûreté aléas climatiques et assimilés » (PUI SACA). En cas d'atteinte de ce critère, le CE prévient alors le directeur de crise du site (PCD1) qui prend officiellement la décision de déclencher le PUI SR. Le scénario prévoyant l'incapacité de joindre PCD1, les procédures conduisent le CE à décider seul de mettre en place un PUI SACA et à déclencher le système d'alerte interne des équipiers d'astreinte de EDF. Le niveau national doit dans ce cas alerter les pouvoirs publics sans action particulière du site.
Le PUI a été déclenché immédiatement après la fin des explications du scénario par les inspecteurs.
Le CE a lancé l'alerte sur le site à 22h39 au travers du poste central de protection (PCP), puis les alertes vers les personnels d'astreinte à 23h10 avec quelques difficultés pour appliquer les procédures. Les inspecteurs se sont ensuite séparés pour observer l'ensemble des intervenants dans la gestion de la situation d'urgence simulée. L'expert de l'IRSN et un inspecteur sont restés auprès du CE pour dérouler les différentes étapes du scénario, un inspecteur s'est rendu au local à proximité de la salle de commande où se réunit l'équipe technique de crise locale et les quatre autres se sont rendus dans le local dédié à la gestion de crise.
Afin de simuler les difficultés d'accès au site, les inspecteurs n'ont pas laissé certains équipiers d'astreinte rejoindre immédiatement leur poste. Les différents postes de commandement de crise du site ont fait l'objet d'un gréement minimal, soit 2 à 3 équipiers par poste de commandement. Le scénario prévoyait ensuite l'arrivée différée des autres équipiers prévus par le PUI afin de simuler les difficultés d'accès au site. Les inspecteurs ont contrôlé la mise en place de façon progressive de l'organisation de crise et la bonne application des procédures prévues dans de telles circonstances.
## A. Demandes D'Actions Correctives Alerte Des Équipiers De Crise
L'article 7.3.I 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 […] de lancer rapidement les actions appropriés **».**
Cette disposition est précisée par l'article 6.1 de l'annexe de la décision [3] : « […] l'exploitant dispose de moyens matériels de gestion des situations d'urgence permettant de répondre aux objectifs précisés, notamment pour […] alerter les équipiers de crise » Au début de l'exercice, conformément à ses procédures, dans l'impossibilité de joindre le PCD1, le chef d'exploitation qui, en situation de crise est appelé PCL1, a tenté d'utiliser le dispositif d'appel automatique dit « SGAA » afin d'alerter les équipiers d'astreinte pour qu'ils rallient leur poste de commandement. Le PCL1 a réussi à utiliser le dispositif conformément à sa procédure. Toutefois les difficultés d'ergonomie rencontrées l'ont conduit à une perte de temps non négligeable, qui aurait pu être préjudiciable pour l'efficacité de la maitrise ultérieure de l'événement. Les inspecteurs ont constaté que PCL1 a décidé de déclenché un PUI « Sureté radiologique » et non le PUI SACA prévu par le scénario. Ils ont de plus constaté que la fiche action référencée D5067NOTE6671 indice 8 ne semblait pas orienter le PCL1 vers un PUI SACA avec reconstruction progressive de l'organisation de crise comme prévu par le PUI en cas d'indisponibilité de PCD1.
A.1 : L'ASN vous demande d'identifier et de mettre en œuvre les actions nécessaires afin d'améliorer l'ergonomie et l'efficacité du dispositif d'alerte des équipiers d'astreinte. Vous lui ferez part des mesures prises et des échéances associées ; A.2 : L'ASN vous demande de vous assurer que les fiches actions à la disposition du PCL1 permettent bien une orientation vers le PUI SACA et les livrets dit « Progressivité » en cas de situation le nécessitant. Vous lui transmettrez la fiche action correspondante, le cas échéant après sa mise à jour.
## Gréement Des Astreintes
L'article 4.1 de l'annexe à la décision [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 et pour une durée appropriée ». Lors de l'exercice de crise, les inspecteurs ont constaté que l'un des agents d'astreinte, « PCM 5.9 », ne s'était pas présenté et qu'un autre, « PCD 5.1 » semblait disposer d'un moyen d'alerte dysfonctionnel.
A.3 : L'ASN vous demande de vérifier la bonne opérabilité des moyens matériels et organisationnels de votre dispositif d'astreinte et d'identifier, le cas échéant, les dysfonctionnements éventuels afin d'y remédier. Vous lui ferez part des actions entreprises afin d'en améliorer la robustesse.
## Moyens Matériels
L'article 6.5 de l'annexe à la décision [3] : « Les moyens matériels mobiles identifiés pour la gestion des situations d'urgence sont maintenus disponibles et opérationnels. Ils sont entreposés dans des locaux ou sur des zones adaptés et accessibles, résistant aux situations d'urgence pour lesquelles leur utilisation est prévue. » Lors de la mise en situation, les inspecteurs ont relevé que les clés du local télécom d'un des bâtiments administratifs, requises pour réaliser une opération technique lors du gréement du bloc de sécurité (BDS), présentes dans l'armoire à clé du BDS n'étaient plus utilisables du fait d'un changement de serrure.
A.4 : L'ASN vous demande de remédier au défaut d'accès en situation de crise au local Télécom du bâtiment administratif constaté par les inspecteurs ; A.5 : L'ASN vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin de garantir un accès à l'ensemble des locaux nécessaires à la gestion de la crise en situation d'urgence.
L'article 6.1 de l'annexe à la décision [3] dispose que *« l'exploitant dispose de moyens matériels de gestion* des situations d'urgence permettant de […] collecter et échanger les informations, depuis l'installation accidentée jusqu'aux centres d'urgence des autorités. L'article 6.4 de l'annexe de la décision [3] dispose que « *Les moyens matériels identifiés pour la gestion* des situations d'urgence, situés à l'intérieur ou à l'extérieur de l'établissement, sont localisés, entretenus, testés et vérifiés régulièrement. **».** L'article 6.5 de l'annexe de la décision [3] dispose que « Les moyens matériels mobiles identifiés pour la gestion des situations d'urgence sont maintenus disponibles et opérationnels.»
Les inspecteurs ont constaté que les ordinateurs mis à la disposition de « PCD2.1 », « ELC 2.1 » et
« ELC3 » étaient inutilisables du fait de longues mises à jour en cours et empêchaient leur utilisation durant tout ou partie de la mise en situation. Par ailleurs, les outils téléphoniques d'audioconférence de crise, en particulier ceux de l'ELC (équipe locale de crise), ne permettaient pas un échange clair et intelligible d'informations. Egalement, au poste de commandement direction (PCD), les inspecteurs ont constaté qu'étaient présentes seulement 4 radios de type « TETRA » alors que 6 réceptacles étaient disponibles.
A.6 : L'ASN vous demande de prendre toutes les dispositions nécessaires afin de vous assurer de la disponibilité et du bon fonctionnement des outils de communication mis à la disposition des intervenants aux postes de commandements **en cas de crise. Vous vous assurerez également de leur appropriation par** les équipiers de crise ayant à s'en servir.
## Retour D'Expérience
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. **».** L'exercice de crise réalisé lors de l'inspection a mis en évidence des dysfonctionnements dont il vous appartient de tirer le retour d'expérience.
A.7 : L'ASN vous demande de prendre en compte les dysfonctionnements relevés au cours de l'exercice, autres que ceux listés précédemment afin d'identifier et de mettre en œuvre des actions correctives adéquates permettant d'y remédier. Vous lui transmettrez le compte-rendu de l'exercice et les mesures correctives que vous envisagez.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Néant.
## C. Observations C.1 Accès Des Inspecteur Au Cnpe
Les inspecteurs ont eu des difficultés à entrer sur le CNPE du fait de complications techniques pour paramétrer leurs badges d'accès ce qui a entraîné un refus aux portiques d'accès donc un temps d'accès allongé. Des formations pourraient être utilement dispensées aux agents de la protection de site pour leur permettre d'assurer de manière plus efficace les formalités d'accès sur le site en dehors des heures ouvrables.
## C.2 Bonnes Pratiques
Les inspecteurs ont noté une bonne pratique de la part du Poste de Commandement Contrôle (PCC) dans sa gestion proactive du camion de mesure dans l'environnement (camion PUI). Celui-ci a été mis en pré-alerte dès le début de l'exercice de crise ce qui a permis une réelle efficacité lorsque son déploiement a été requis. Un partage de cette bonne pratique aux autres sites EDF serait profitable à tous.
## C.3 Rigueur Dans Le Partage D'Information
Les inspecteurs attirent votre attention sur l'importance d'appliquer les pratiques de fiabilisation dans la transmission des informations en situation d'urgence. Des données transmises entre les différents postes de commandement ainsi qu'auprès d'autorités extérieures ont été changés au gré des échanges téléphoniques modifiant ainsi la compréhension de la situation (à titre d'exemple, des microsieverts ont été confondus avec des millisieverts ou encore « ECP 1 séquence 4 », transformé en « ECP 4 »).
## C.4 Poste Asn Au Sein Du Bds
Les inspecteurs ont noté que, en plus de la ligne téléphonique requise par l'annexe à la décision [3], le CNPE avait mis un ordinateur portable à la disposition d'un éventuel agent de l'ASN devant se rendre au centre au BDS de Golfech. Cependant, les codes de connexion internes à EDF nécessaires pour pouvoir utiliser cet ordinateur n'étaient pas disponibles.
## C.5 Stocks De Comprimés D'Iode Stable
Les inspecteurs ont constaté la présence au sein du BDS d'un nombre de comprimés correspondant à environ deux prises pour toute l'équipe de crise présente dans le local. Ce nombre est cependant inférieur au nombre indiqué dans l'inventaire de la caisse contenant ces comprimés.
*****
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux signé Bertrand FREMAUX |
INSNP-DEP-2022-0246 | Référence courrier :
CODEP-DEP-2022-015405
## Mitsubishi Heavy Industries, Ltd
Monsieur le Directeur To Reactor Component Designing Section, Nuclear Component Designing Department KOBE SHIPYARD & MACHINERY WORKS 1-1, WADASAKI-CHO 1-CHOME,
Design Building, 10th **Floor**
HYOGO-KU
KOBE, JAPAN
Dijon, **le 6 avril 2022**
Objet : **Contrôle de la fabrication des équipements sous pression nucléaires (ESPN)**
MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES
Inspection INSNP-DEP-2022-0246 du 15 mars 2022 Fabrication des générateurs de vapeur de remplacement GV58F
## Références :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V**
[2] **Directive 2014/68/UE du 15 mai 2014 relative à l'harmonisation des législations des Etats membres**
concernant la mise à disposition sur le marché des ESP
[3] **Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains**
accessoires de sécurité destinés à assurer leur protection
[4] **RCC-M version de 2018**
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle de la fabrication des équipements sous pression nucléaires (ESPN) en référence, une inspection courante de vos services a eu lieu le 15 mars 2022 sur le thème de la conformité des fabrications d'ESPN. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection, ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du fabricant MHI et de ses activités à Kobe s'est déroulée à distance et concernait l'évaluation de la conformité de générateurs de vapeur de remplacement (GVR) destinés au palier 900 MWe (projet GVR 58F), menée selon l'arrêté en référence [3]. Elle a porté sur la fabrication d'une soudure circulaire entre viroles formant l'enceinte du GVR, et du coupon témoin de production correspondant. Les inspecteurs ont vérifié le respect des exigences de la directive en référence [2], de l'arrêté en référence [3] et du référentiel technique en référence [4], applicables à cette soudure. Ils ont également examiné la fabrication des coupons témoins de production au regard de la documentation opérationnelle applicable. Afin de s'assurer de la représentativité du coupon témoin de production, les inspecteurs ont comparé les paramètres clés de représentativité de la soudure et de son coupon témoin. Le fabricant a justifié l'utilisation des mêmes lots des matériaux de base et produits d'apport, de la similarité des conditions de préchauffage et postchauffage des soudures, du séchage des produits d'apport. Les inspecteurs se sont aussi assurés que certains paramètres de soudage respectent les QMOS et FMOS pour la soudure comme pour son coupon témoin de production. Les inspecteurs ont formulé une observation sur le délai écoulé entre la réalisation des soudures et coupon témoin de production. Les inspecteurs se sont également intéressés à l'enchainement des opérations de CND réglementaires et des traitements thermiques de détensionnement de la soudure des viroles. Ils ont formulé une demande de compléments sur ce point.
En synthèse, et sur la base de l'examen réalisé par sondage, les inspecteurs considèrent que la représentativité des coupons témoins aux soudures de production est gérée de manière appropriée.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Sans objet.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Traitement Thermique De Détensionnement Et Cnd Des Soudures Circulaires
Interrogé sur l'ordre des opérations de fabrication, MHI indique que les CND réglementaires sont réalisés après le TTD (traitement thermique de détensionnement) intermédiaire et avant le TTD final. Cette possibilité est prévue par le code en référence [4] : « *Le contrôle volumique final doit être effectué* après le traitement thermique final : il peut toutefois être réalisé après un traitement thermique intermédiaire si celui-ci est effectué à une température au moins égale au minimum prescrit pour le traitement thermique final. ».
Demande B1 : Je vous demande de justifier que la température atteinte dans l'épaisseur de la soudure lors du TTD intermédiaire est au moins égale au minimum prescrit pour le traitement thermique final, permettent aux CND réglementaires d'intercepter tout défaut ou indication que pourrait générer l'ensemble des TTD.
## C. Observation
Le délai observé au cours de l'inspection pour la réalisation du soudage des viroles et du coupon témoin de production permet une bonne représentativité de la soudure des viroles par le coupon témoin de production. Toutefois, MHI n'a pas défini dans sa documentation de délai maximal de réalisation des coupons témoins de production garantissant la représentativité. Observation C1 : Je considère que la définition par MHI d'un délai maximum entre la réalisation des soudures et de leur coupon témoin serait une bonne pratique.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du BECEN de l'ASN/DEP
SIGNE
François COLONNA |
INSNP-LYO-2022-1059 | Lyon, le 14/04/2022 Référence courrier :
CODEP-LYO-2022-019413 Monsieur le Directeur Entreprise NCT
ZA Les Serpollières 2, Rue des Acacias 38460 SAINT ROMAIN DE JALIONAS
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB n os 111 et 112)
Inspection n° INSNP-LYO-2022-1059 du 22 mars 2022 Thème : « TSR - Expédition et réception pour les INB »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 29 mai 2009 relatif aux transports de marchandises dangereuses par voies terrestres (dit « arrêté TMD »)
[3] Accord relatif au transport international des marchandises dangereuses par route (ADR)
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des transports de marchandises dangereuses par voies terrestres en référence, une inspection a eu lieu le 22 mars 2022 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse sur le thème « TSR - Expédition et réception pour les INB ». A cette occasion, un moyen de transport de votre société a été contrôlé sur le CNPE de Cruas-Meysse.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de cette inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection de l'ASN du 22 mars 2022 s'est déroulée dans le cadre d'un contrôle sur les opérations de réception et d'expédition de substances radioactives par route sur voie publique sur le site de la centrale de CruasMeysse. Elle a permis de contrôler le respect des exigences de la réglementation relative au transport de substances radioactives sur le transport de fûts de déchets à destination de l'ANDRA CSA réalisé par votre entreprise. Les documents de transport, l'arrimage des colis, la conformité des colis et la conformité de l'unité de transport ont été contrôlés. Les inspecteurs ont noté une prise en compte satisfaisante, par votre entreprise, de la réglementation relative au transport de substances radioactives. Aucun écart n'a été constaté lors de ce contrôle.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Sans objet.
# B. Demandes D'Informations Complementaires
Sans objet.
C. OBSERVATIONS
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSNP-DEP-2022-0248 |
## Mitsubishi Heavy Industries, Ltd
Monsieur le Directeur To Reactor Component Designing Section, Nuclear Component Designing Department KOBE SHIPYARD & MACHINERY WORKS 1-1, WADASAKI-CHO 1-CHOME, Design Building, 10th Floor HYOGO-KU
KOBE, JAPAN
Dijon, le 26 avril 2022 Objet : Inspection : **INSNP-DEP-2022-0248 du 16/03/2022**
Lieu : Inspection à distance de MHI
Thème : Respect des exigences des textes en référence dans le cadre des fabrications des TP900MWe par MHI
## Références :
- **[1] Parties législative et réglementaire du code de l'environnement, notamment le chapitre VII du titre**
V de son livre V
- **[2] Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains**
accessoires de sécurité destinés à leur protection
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre de ses attributions en références, concernant le contrôle du respect des dispositions relatives aux équipements sous pression nucléaires (ESPN), l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a procédé, à distance, à une inspection de vos services le 16 mars 2022 sur le thème de la conformité de la fabrication des tuyauteries primaires destinées aux réacteurs 900MWe du parc électronucléaire français. J'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
Référence courrier :
CODEP-DEP-2022-013585
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet s'est déroulée dans le cadre de l'évaluation de la conformité des tuyauteries primaires destinées aux réacteurs 900 MWe du parc électronucléaire français. Les inspecteurs ont examiné la documentation et les procès-verbaux associés aux épreuves hydrauliques de deux coudes de type C et deux tronçons droits horizontaux, ainsi qu'aux opérations préalables à ces épreuves. Les inspecteurs considèrent que la documentation associée aux opérations d'épreuves hydrauliques objets de l'inspection est cohérente. Toutefois, les inspecteurs ont constaté une lacune quant à la traçabilité des éléments permettant de garantir le niveau de qualité de l'eau utilisée dans le cadre des épreuves hydrauliques. Cette inspection a fait l'objet d'une demande d'action corrective et d'une demande de complément.
## A. Demandes D'Actions Correctives Mise En Œuvre Et Préparation De L'Épreuve Hydraulique Des Coudes C5 Et C6 :
Les inspecteurs ont constaté qu'un délai supérieur à 24 heures s'est écoulé entre le prélèvement de l'eau dans le dispositif d'épreuve et la réalisation effective de l'épreuve hydraulique officielle prévue dans le document de suivi des coudes C5 et C6. Considérant les dispositions du tableau référencé F6610 du code RCC-M édition 2017 et de votre procédure référencée ND3000UGS0010 Rev. 3, précisant que « la vérification [des eaux d'essai] doit précéder les essais de moins de 24 heures » et que cette vérification « peut excéder le délai de 24 heures, sans dépasser une semaine, sous réserve que […] le dispositif de production d'eau soit équipé d'un appareillage de mesure de résistivité [et que] la résistivité mesurée lors du prélèvement de l'eau destinée à l'essai soit conforme à celle du grade de l'eau retenu pour l'essai» , ce constat constitue un écart au référentiel déclaré.. Demande A1 : Je vous demande d'ouvrir un écart à travers votre système qualité afin de traiter ce point. Vous me transmettrez la fiche d'écart ainsi ouverte et notamment les éléments qui vous permettent de justifier que le délai écoulé entre le prélèvement de l'eau et la réalisation de l'épreuve hydraulique officielle ne remet pas en cause les conditions de l'épreuve hydraulique, ni la qualité finale de l'équipement.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Mise En Œuvre Et Préparation De L'Épreuve Hydraulique Des Coudes C5 Et C6 :
Par ailleurs, aucune preuve de la mesure effective de la résistivité de l'eau au moment de prélèvement de celle-ci en vue de réaliser l'épreuve hydraulique des coudes C5 et C6 n'a pu être présentée aux inspecteurs. L'examen ayant eu lieu en visioconférence, les inspecteurs n'ont pas non plus pu vérifier la présence réelle d'un dispositif de mesure de la résistivité de l'eau apposé au stockage de celle-ci avant épreuve. Demande B1 : Je vous demande de m'apporter les preuves qu'une mesure de la résistivité de l'eau a bien été réalisée au moment du prélèvement de celle-ci pour l'épreuve hydraulique, et que les installations en usine permettent de réaliser une telle mesure. Si ces éléments venaient à manquer, je vous demande d'ouvrir un écart en conséquence, relatif à l'absence de traçabilité de ce geste de mesure.
## 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 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 BECEN de l'ASN/DEP
SIGNE
François COLONNA |
INSSN-CAE-2022-0212 | Référence courrier : CODEP-CAE-2022-016781 **Caen, le 31 mars 2021**
Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76450 CANY-BARVILLE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Centrale nucléaire de Paluel - INB 103, 104, 114 et 115.
Inspection n° INSSN-CAE-2022-0212 du 22/03/2022.
Transports des substances radioactives.
Référence :
[1] **- Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base et des transports de substances radioactives en référence, une inspection a eu lieu le 22 mars 2022 dans la centrale nucléaire de Paluel sur le thème des transports des substances radioactives.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par l'inspecteur.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet a concerné l'organisation des transports de substances radioactives sur la voie publique et plus particulièrement l'organisation mise en place pour les activités d'expédition de colis soumis et non soumis à l'agrément de l'autorité compétente. Elle a concerné en particulier une préparation d'expédition de colis non soumis à agrément de type IP-2 constitués de 9 coques béton. L'inspection a également examiné par sondage la déclinaison du certificat d'agrément et la traçabilité des opérations liées à l'expédition d'assemblages de combustibles usés du 8 mars 2022, avec un point particulier sur les mesures préventives mises en œuvre pour éviter la contamination du colis. Enfin, un point a été fait sur un dossier de transport concernant l'expédition de deux colis de substances radioactives de type excepté, sur les événements transports déclarés en 2021 et sur le rapport annuel 2020 du conseiller à la sécurité des transports.
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation mise en œuvre sur le site pour l'expédition de substances radioactives apparaît globalement satisfaisante. En particulier, les contrôles ont montré une bonne mise en œuvre des mesures de prévention des contaminations des colis de combustibles usés au niveau du bâtiment combustible et des autres colis au niveau du bâtiment de contrôle des transports. Il a été relevé en bonne pratique la mise à disposition d'un guide pour la signature des déclarations d'expédition des matières radioactives (DEMR). Cependant, l'exploitant devra rendre plus robuste son organisation afin d'assurer d'une part que toute personne intervenant pendant les opérations liées à un transport de substances radioactives soit formée de manière adaptée à ses fonctions et responsabilités, et d'autre part que le calage/arrimage soit effectué sans défaut en s'appuyant sur la documentation appelée par votre référentiel.
## A. Demandes D'Actions Correctives Expédition De Coques Béton C4
Selon le §1.7.3 de l'ADR1**, un système de management doit être établi et appliqué pour garantir que la**
conception du modèle de colis permet de se conformer aux dispositions réglementaires applicables.
Conformément au §801.1 du guide SSG-26 de l'AIEA2**, l'ASN considère que cela nécessite que le**
concepteur réalise un dossier de sûreté contenant les éléments permettant de justifier le respect des prescriptions applicables au modèle de colis. En particulier, ce dossier doit apporter la démonstration de la résistance des dispositifs d'arrimage prévus pour le transport et préciser les instructions d'utilisation mentionnant toutes les informations nécessaires pour garantir une utilisation de l'emballage conforme au modèle de colis. Le §5.1.5.2.3 de l'ADR prévoit également une attestation de conformité.
Le jour de l'inspection, vos équipes procédaient à l'expédition de déchets. Ces déchets étaient conditionnés dans des conteneurs en béton cylindriques dénommés « coques béton C4 ». Il s'agit d'un colis non agréé de type IP-23 contenant des substances radioactives de faible activité spécifique (LSA-
II). Ce modèle de colis dispose d'un dossier de sûreté référencé D450716016456 et d'une attestation de conformité référencée D450716016462. Pour le calage et l'arrimage des coques, ceux-ci renvoient vers un document passerelle intitulé « note de gestion du référentiel des transports de déchets radioactifs » ayant la référence D459016010387 qui liste les documents applicables.
Il a été constaté lors de l'inspection que la note de gestion du référentiel des transports de déchets radioactifs utilisée disposait de la référence D459019002305 différente de celle mentionnée dans l'attestation de conformité et le dossier de sûreté des coques C4. Demande A1 : Je vous demande de rendre cohérent le référentiel utilisé pour les opérations d'expédition de coques C4 afin que l'attestation de conformité et le dossier de sûreté renvoient vers la bonne référence de la « note de gestion du référentiel des transports de déchets radioactifs ». Le cas échéant, vous étendrez cette mise en cohérence aux autres types de déchets concernés par la note de gestion mentionnée ci-dessus.
En fonction du type de remorque utilisée et de coques chargées, le matériel de calage et d'arrimage est adapté. Pour la configuration de l'expédition des coques C4 du 22 mars 2022, ces éléments sont précisés dans la procédure de chargement de coques C1-C4 référencée PR-37-Ind.2 (document commun aux entreprises NCT, EM2S et transports PIALLA). En particulier, il est prévu une mutualisation des techniques d'arrimage associant le blocage par butées et l'arrimage couvrant par sangles et tapis antiglisse. La taille des tapis antiglisse est précisée dans la procédure. Il a été constaté lors de l'inspection que la taille des tapis antiglisse n'était pas homogène et que certains pouvaient avoir une dimension légèrement inférieure à celle exigée.
Demande A2 : Je vous demande de veiller à ce que les consignes prévues dans la procédure de chargement de coques C1-C4 soient appliquées lors des opérations de chargement, notamment pour la taille des tapis antiglisse utilisés.
## Formation
Le paragraphe 1.3 de l'ADR dispose que les personnes intervenant dans le transport de marchandises dangereuses doivent être formées de manière adaptée à leurs fonctions et à leurs responsabilités. Cette formation comprend :
- une sensibilisation générale (paragraphe 1.3.2.1 de l'ADR) ;
- une formation spécifique (paragraphe 1.3.2.2 de l'ADR) ; - une formation en matière de sécurité (paragraphe 1.3.2.3 de l'ADR) ; - une formation à la radioprotection (paragraphe 1.7.2.5 de l'ADR).
Lors de l'inspection, les formations du personnel chargé des opérations de chargement des coques C4 ont été contrôlées par sondage. Il a été relevé qu'un intervenant ORANO DS et un intervenant EDF disposaient d'une formation sur le calage et l'arrimage mais ne présentaient pas de formation liée à la sensibilisation générale relative au transport de marchandises dangereuses. Par ailleurs, je vous rappelle que vous avez déclaré en 2021 deux événements significatifs concernant les transports, dont l'analyse a mis en exergue des lacunes en lien avec la formation des agents (contenu de la formation ou absence de formation). Enfin, la thématique des formations est un sujet qui figurait au plan d'actions du rapport annuel 2020 du CST4**. Les actions sur le thème de la formation doivent être**
finalisées.
Demande A3 : Je vous demande de vous assurer que toute personne assurant des opérations liées au transport, dont la préparation des colis, a reçu les formations nécessaires au transport de marchandises dangereuses conformément aux articles 1.3 et 1.7 de l'ADR. Je vous demande de finaliser le plan d'actions identifié dans le rapport annuel 2020 du CST relatif aux formations du personnel.
## Calage-Arrimage Des Colis
Le paragraphe 7.5.11 CV33 (3.1) de l'ADR dispose que les envois doivent être arrimés solidement pendant le transport. Le référentiel managérial d'EDF précise les exigences que l'arrimage des charges doit respecter. En particulier, il est prévu :
- **un document montrant l'engagement du chargeur (prestataire ou EDF) sur le bon**
calage/arrimage des matières ou objets radioactifs dans le contenant. Celui-ci doit être établi lors de la constitution du colis et accompagné d'un document montrant la disposition et la qualité du calage/arrimage ;
- **l'usage du guide pour l'arrimage D450717025398 afin de vérifier le bon calage/arrimage des**
matières/objets radioactifs et des colis.
Lors du contrôle par sondage du dossier de l'expédition de deux conteneurs de colis de type excepté5 réalisée le 23 février 2022, il a été constaté l'absence du document cité ci-dessus. Les photos présentes dans le dossier de transport réalisées lors du contrôle du bon arrimage par le prestataire ne permettent pas de vérifier facilement le bon calage/arrimage selon le guide visé ci-dessus.
Par ailleurs, les deux événements significatifs transports déclarés en 2021 cités au paragraphe précédent ont également identifié comme cause un défaut de calage/arrimage et l'insuffisance des documents utilisés pour le calage/arrimage et son contrôle. L'usage du guide pour l'arrimage D450717025398 ne semble pas être systématique. Demande A4 : Je vous demande de prendre les mesures organisationnelles afin d'assurer l'arrimage solide des matières ou objets radioactifs avant leur transport. A cette fin, je vous demande de disposer du document montrant l'engagement du chargeur sur le bon calage/arrimage des matières ou objets radioactifs dans le contenant et de veiller au bon usage du guide pour l'arrimage D450717025398.
## Evacuation De Combustibles Usés
Le paragraphe 2.2.7.2.4.6 de l'ADR prévoit pour les colis de type B qu'un certificat d'agrément pour le modèle de colis 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. Vous utilisez, dans le cadre de vos opérations d'évacuation du combustible usé, le modèle d'emballage TN13/2 ayant le certificat F/274/B(M)F-85T(Mak). Après chargement des combustibles usés, les emballages pleins doivent être préparés en vue d'une expédition sur voie publique conformément aux instructions du dossier de sûreté. L'exploitant EDF décline les opérations à réaliser dans les procédures nationales combustibles (PNC) par phase d'opérations. L'application des instructions décrites dans le dossier de sûreté a été contrôlée par sondage pour l'expédition PAL3-22-03 du 8 mars 2022.
Pour pouvoir basculer l'emballage en position horizontale après introduction des assemblages de combustibles usés, il est nécessaire de vidanger l'eau de refroidissement présente dans la jupe de protection de l'emballage. Toutefois, il apparaît par la suite des contraintes de hausse de température.
Afin de prévenir la détérioration potentielle de la résine neutrophage de l'emballage, un temps d'exploitation maximal entre la vidange de la jupe et la fin du basculement horizontal de l'emballage est à respecter. L'inspecteur a relevé que ce temps était respecté pour l'expédition examinée, mais que les documents utilisés relatifs aux évacuations de combustibles usés ne prévoyaient pas d'indiquer la date et l'heure limite à respecter.
Demande A5 : Je vous demande de compléter le mode opératoire relatif aux évacuations de combustibles usés en indiquant la date et l'heure limite à respecter pour la fin du basculement horizontal de l'emballage par rapport à la date et l'heure de la vidange de la jupe. Lors des opérations de préparation des expéditions, l'exploitant prend des mesures afin de prévenir les risques de contamination du colis. Ces mesures sont notamment décrites dans le référentiel managérial relatif aux transports sur la voie publique des matières et objets radioactifs.
Il n'a pas été décelé d'écart au référentiel managérial lors des contrôles par sondage. Cependant, il a été relevé que la valeur de non contamination fixée pour le niveau 0m du bâtiment BK6 **n'était pas**
explicitement indiquée dans l'enregistrement du contrôle radiologique des zones de transit.
Demande A6 : Je vous demande de préciser la valeur de non contamination fixée pour le niveau 0m du bâtiment BK prévue dans le référentiel managérial dans le document utilisé pour enregistrer ce contrôle radiologique.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Respect du référentiel applicable aux transports internes de matières dangereuses dans le cas d'un transfert entre le bâtiment des auxiliaires de conditionnement (BAC) et le bâtiment de contrôle des transports (BCT).
Les règles générales d'exploitation référencée D450713011936 et leur déclinaison sur votre installation indiquent que la sûreté des transports internes repose sur le colis et sur le « système de transport » et prévoient des dispositions afin d'assurer la sûreté des transports internes. Avant de quitter votre installation et d'aller sur la voie publique, les coques chargées sur la remorque sont transférées du bâtiment des auxiliaires de conditionnement (BAC) vers le bâtiment de contrôle des transports (BCT) pour les ultimes contrôles avant expédition. Interrogé sur la nature de ce transfert, vous avez confirmé qu'il s'agissait d'un transport interne de matières dangereuses.
Cette situation conduit à s'interroger sur l'application de votre référentiel interne en matière de transports internes pour ce transfert de coques.
Demande B1 : Je vous demande de démontrer que votre référentiel applicable aux opérations de transports internes est bien appliqué dans son intégralité pour ce qui concerne les transports internes de coques entre le bâtiment des auxiliaires de conditionnements (BAC) et le bâtiment de contrôle des transports (BCT). Le cas échéant, je vous demande de traiter cette anomalie dans votre système de gestion des écarts. Vous me ferez part des conclusions de l'analyse qui en découlera et des actions correctives à mettre en œuvre le cas échéant. C. OBSERVATIONS
Sans objet Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division, Signé par Gaëtan LAFFORGUE-MARMET |
INSSN-CAE-2022-0234 | Référence courrier : CODEP-CAE-2022-062714 À Caen, le 28 décembre 2022 Monsieur le Directeur de la Direction de Projet Flamanville 3 Route de la Mine BP 28 50340 FLAMANVILLE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base - INB no 167 - Flamanville 3 Remise à niveau des soudures des Circuits Secondaires principaux (CSP) Campagne d'inspections des 17 mars, 13 mai, 8 septembre et 9 décembre 2022 N° dossier : Inspection n° INSSN-CAE-2022-0234 Références : [1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] - Courrier EDF D455122006113 du 3 mai 2022
[3] - Courrier EDF D455122012916 du 7 septembre 2022 [4] - Courrier EDF D455122012931 du 12 octobre 2022
[5] - Courrier EDF D455122012942 du 3 novembre 2022 [6] - Note EDF D458522043579 indice B du 5 décembre 2022 [7] - Courriel EDF du 15 décembre 2022 - Suites de l'inspection du 9 décembre
## 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 campagne d'inspections inopinées a eu lieu les 17 mars, 13 mai, 8 septembre et 9 décembre 2022 sur le chantier de construction du réacteur n° 3 de Flamanville sur le thème de la remise à niveau des soudures des circuits secondaires principaux (CSP).
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection.
## Synthese De L'Inspection
La campagne d'inspections en objet concernait le thème de la remise à niveau des soudures du CSP. En complément d'inspections du fabricant Framatome et de l'organisme mandaté, l'ASN a mené une campagne d'inspections d'EDF afin d'assurer un suivi, dans le temps, du déroulement des opérations et du maintien de la rigueur associée. Le cas échéant, ces inspections ont engendré des demandes réactives vers vos services dont les réponses ont fait l'objet d'un examen technique et d'un contrôle de la bonne mise en œuvre des actions correctives, notamment sur le terrain. Cette lettre synthétise les faits relevés et les actions correctives entreprises et donne une appréciation par l'ASN de l'organisation mise en œuvre pour la remise à niveau des soudures du CSP.
L'inspection du 17 mars 2022 avait notamment pour objectif de contrôler l'organisation mise en œuvre pour le traitement des écarts en assistant à une réunion dédiée et en examinant le traitement particulier d'un écart rencontré lors des affouillements de soudures pour réparations. L'inspecteur a noté un pilotage efficace de la réunion réunissant les parties prenantes, permettant de définir les actions à réaliser, les responsabilités et les échéances associées en les documentant dans le compte-rendu diffusé. Pour l'écart particulier examiné, l'analyse des causes menée a permis d'identifier des actions constituant des améliorations notables de la méthode d'affouillement mise en œuvre pour ne pas reproduire l'écart. L'inspecteur a ensuite procédé à un contrôle sur le terrain d'un traitement thermique de détensionnement (TTD) d'une soudure. Cette activité était réalisée avec rigueur conformément aux engagements pris par EDF dans le cadre de l'instruction de ces activités. Néanmoins, il est apparu que la procédure mise en œuvre sur le terrain n'était pas à l'indice attendu pour prendre en compte des actions correctives à la suite d'une précédente inspection de l'ASN. Ce point a fait l'objet d'une demande. Par courrier en référence [2], vous avez justifié le délai de mise en application de l'indice attendu et avez informé de l'absence d'impact au vu des activités réalisées jusqu'à la mise en application de cet indice sur le terrain. L'inspecteur a ensuite procédé à un contrôle sur le terrain de trois soudages en cours de réalisation. Il a examiné les conditions d'intervention, le respect des procédures de réalisation et de contrôle technique de ces activités, et a procédé à des entretiens avec les soudeurs. Il a relevé une bonne maîtrise des préconisations de soudage et des conditions de réalisation adéquates. Cependant, il a relevé une méconnaissance par un des soudeurs des préconisations relatives au soudage à proximité d'une vanne.
Ce point a fait l'objet d'une demande. Par courrier en référence [3], vous avez informé de l'absence de préconisations à mettre en œuvre pour le soudage concerné et avez indiqué qu'en cas de préconisations applicables, celles-ci sont identifiées en préparation de l'activité et ajoutées dans les documents opérationnels associés pour le soudage.
Enfin, l'inspecteur s'est rendu sur les chantiers relatifs au soudage des manchettes de traversées pour examiner la bonne identification des causes profondes ayant affecté plusieurs soudures, et a procédé à un examen en salle sur la surveillance exercée par EDF et la gestion des compétences des agents concernés. Sur ces sujets, l'identification des causes paraissait pertinente et la surveillance menée par EDF ainsi que la gestion des compétences associées paraissait adéquate. L'inspection du 13 mai 2022 avait pour objectif principal de contrôler les compétences des soudeurs à travers des entretiens individuels réalisés sur trois chantiers de soudage en cours. L'inspecteur a relevé une très bonne maîtrise technique des paramètres essentiels de soudage et des préconisations particulières mises en œuvre pour la réalisation de ces activités, ainsi qu'une sérénité des intervenants pour souder dans de bonnes conditions. Par ailleurs, des actions spécifiques appropriées étaient mises en œuvre pour certaines soudures avec des particularités, que ce soit sous forme de moyens physiques, d'adaptation des procédures ou de contrôles complémentaires, voire de gestion des compétences préalablement au début des activités de soudage.
L'inspecteur a ensuite observé la préparation et la réalisation d'une action de surveillance par EDF d'une activité de soudage qui s'est avérée satisfaisante. Il a également procédé à un examen par sondage du traitement de deux écarts qui semblait approprié. L'inspection du 8 septembre 2022 s'est focalisée sur les activités de TTD après la survenue de deux aléas importants ayant engendré un arrêt de chantier. Concernant ces aléas, l'inspecteur a examiné sur le terrain les configurations de réalisation de ces TTD, puis a participé à une réunion de présentation de l'avancement de l'analyse des causes associée. Il apparaît que la décision d'EDF de suspendre les TTD dits « à géométrie complexe », dans l'attente de la mise en œuvre d'actions correctives adéquates, était appropriée et a permis de sécuriser la reprise des activités. L'inspecteur a réalisé un examen sur le terrain des conditions de mise en œuvre d'un TTD dit « à géométrie simple ». Il a relevé le travail de préparation et d'appropriation des attendus de ces activités, et la bonne réaction des intervenants face à un aléa survenu conformément à leurs instructions pour la gestion des anomalies. Néanmoins, pour le cas examiné le jour de l'inspection, il apparaît que les intervenants ne connaissaient pas la réserve thermique disponible pour la soudure concernée mais était sensibilisé au fait qu'elle était faible. Vous avez été interrogé sur les dispositions opérationnelles permettant de détecter voire de prévenir un dépassement du critère associé à la réserve thermique restante, notamment en cas d'aléa. Sur ce point, vous avez répondu par courrier en référence [4] que le paramètre lié à la réserve thermique était pris en compte en phase de préparation dans la définition du temps de palier du TTD et que les intervenants devaient appliquer strictement leur fiche de gestion des anomalies afin de stopper ou de poursuivre le TTD. Ces aléas faisaient ensuite l'objet d'une fiche de non-conformité et d'une instruction technique.
L'inspecteur a ensuite réalisé un examen de la mise en œuvre des actions d'améliorations définies dans une note de retour d'expérience des premiers TTD et de la surveillance d'EDF sur ces activités. Ces actions d'amélioration apparaissaient effectivement mises en œuvre, certains modes de preuve ayant été fournis a posteriori par courrier en référence [4], et la surveillance d'EDF paraissait adéquate. Cependant, un point de contrôle, relatif à la réserve thermique et prévu dans la fiche de surveillance d'EDF, paraissait difficilement contrôlable. Ce point a fait l'objet d'une demande. Par courrier en référence [4], vous m'avez informé de la suppression de ce point de contrôle, celui-ci étant réalisé par EDF lors de la validation préalable des documents opérationnels.
L'inspecteur a procédé à un examen par sondage du traitement de plusieurs écarts en cours d'analyse.
Il a relevé une récurrence d'écarts liés à la qualité de renseignement des procès-verbaux de TTD sans que l'analyse des causes ne soit aboutie. Ce point a fait l'objet d'une demande. Par courrier en référence [4], vous m'avez informé du résultat de votre instruction et des actions correctives mises en œuvre préalablement à la reprise des activités. Enfin, l'inspecteur a observé la préparation et la réalisation partielle d'une surveillance d'une activité de contrôle ultrasonore de soudure qui se sont avérées satisfaisantes. Néanmoins, l'inspecteur a relevé que le chargé de surveillance ne disposait pas d'un certificat d'acuité visuelle à jour. Ce point a fait l'objet d'une demnde. Par courrier en référence [4] complété par le courrier en référence [5] après une demande de compléments formulée par l'ASN, vous avez analysé l'impact de cet écart et renforcé votre suivi de l'acuité visuelle des chargés de surveillance.
L'inspection du 9 décembre 2022 a débuté par un examen sur le terrain de la réalisation d'un contrôle ultrasonore d'une soudure qui s'est avéré satisfaisant avec notamment une sérénité des contrôleurs permettant d'effectuer avec rigueur la notation et la caractérisation de multiples indications présentes dans la soudure concernée. L'inspecteur s'est ensuite rendu sur le chantier de réalisation d'une réparation de soudure et de réalisation d'un assemblage témoin par soudage. Les intervenants maîtrisaient les spécificités du soudage en cours et réalisaient une préparation satisfaisante de leurs activités.
L'inspecteur a examiné sur le terrain la configuration de réalisation d'un accostage de manchette avant soudage, et a échangé en salle sur le retour d'expérience afférent à l'accostage et au soudage des deux premières manchettes de fermeture du circuit de vapeur principale (VVP). A cette occasion, il a vérifié la mise en œuvre d'actions, issues de la note de retour d'expérience en référence [6]. Elles se sont avérées effectives, excepté pour le contrôle de la régularité et de la limitation des hauteurs de passes de racine et de soutien réalisées en soudage manuel. Ce point a fait l'objet d'une demande. Cette exigence paraissait néanmoins respectée pour le soudage de la première manchette et, par courriel en référence [7], vous avez fourni les modes de preuve du respect de cette exigence pour le soudage de la deuxième manchette et vous êtes engagés à intégrer un contrôle de cette exigence dans la documentation opérationnelle préalablement au soudage des deux dernières manchettes.
Enfin, l'inspecteur a examiné le dossier de préparation et de réalisation d'un TTD dit « à géométrie complexe » puis le respect de l'organisation à mettre en œuvre pour les activités du samedi 10 décembre. Cet examen s'est avéré satisfaisant.
Au vu de ces contrôles par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre pour la réalisation des activités de remise à niveau des circuits secondaires principaux (CSP) apparaît très bonne. Ainsi, les inspecteurs considèrent que les différents intervenants ont mis en œuvre une organisation et une surveillance des activités qui permettent d'apporter une confiance dans l'atteinte d'un haut niveau de qualité de réalisation des soudures des CSP permettant ainsi de se conformer aux exigences du référentiel d'exclusion de rupture. Néanmoins, j'attire votre attention sur le fait de maintenir dans le temps cette organisation et la sérénité des intervenants pour assurer la qualité de réalisation. Par ailleurs, il conviendra d'être vigilant à la bonne documentation des actions correctives définies au vu du retour d'expérience.
I. **DEMANDES A TRAITER PRIORITAIREMENT**
Sans objet.
II. **AUTRES DEMANDES**
Sans objet.
III. CONSTATS OU OBSERVATIONS N'APPELANT PAS DE REPONSE **A L'ASN**
Sans objet. Vous voudrez bien me faire part de vos remarques et observations complémentaires le cas échéant. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division signé Jean-François BARBOT |
INSSN-CAE-2022-0127 | Référence courrier : CODEP-CAE-2022-018027 **Caen, le 07 avril 2022**
Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Recyclage de La Hague BEAUMONT-HAGUE 50 444 LA HAGUE Cedex Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Etablissement de La Hague - INB no **116 - Atelier AD2**
Inspection n° INSSN-CAE-2022-0127 du 18 mars 2022 Incendie - Remplacement des systèmes d'extinction au halon 1301 Références :
[1] **- Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
[2] - Décision CODEP-CAE-2021-019929 du Président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 22/04/2021 portant mise en demeure d'Orano Recyclage, exploitant de l'installation nucléaire de base no 116
(UP3-A) sur le site de La Hague (département de la Manche), de se conformer au règlement (CE) no 1005/2009 du Parlement européen et du Conseil du 16 septembre 2009 relatif à des substances qui appauvrissent la couche d'ozone
[3] - Règlement (CE) no **1005/2009 du Parlement européen et du Conseil du 16 septembre 2009 relatif à**
des substances qui appauvrissent la couche d'ozone 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 18 mars 2022 sur le thème de la maîtrise du risque d'incendie au sein de l'atelier AD2.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait la maîtrise du risque d'incendie dans l'atelier de conditionnement des déchets technologiques AD2, et plus précisément les groupes de salles concernés par le remplacement des systèmes d'extinction au halon-1301. Les inspecteurs ont notamment examiné les moyens mis en œuvre pour respecter la décision de mise en demeure [2] de l'ASN, adoptée dans le cadre de la réglementation relative aux substances qui appauvrissent la couche d'ozone.
Les inspecteurs ont abordé les dispositions envisagées pour la mise hors service des systèmes d'extinction au halon-1301 de l'atelier AD2, dans la continuité de l'instruction du dossier de modification mentionné à l'article 2 de la décision [2]. Ces échanges qui seront poursuivis dans le cadre de l'instruction ajoutent un éclairage opérationnel aux dispositions de maîtrise des risques envisagées par l'exploitant jusqu'aux pratiques des équipes d'intervention de l'établissement. A ce stade, l'avancement du projet de remplacement des systèmes d'extinction au halon-1301 apparaît en cohérence avec les exigences de la décision [2]. Par ailleurs, l'exploitant a apporté des améliorations significatives à l'organisation mise en place pour contrôler l'étanchéité des systèmes d'extinction au halon. A ce titre, le règlement [3] ne prescrit ni la technique ni les pratiques associées. L'exploitant a d'abord mis en place un système de pesée permettant de tracer l'évolution des quantités contenues dans chacune des bouteilles de halon et de se positionner sur la présence de fuite. Au vu des manipulations contraignantes susceptibles d'augmenter le risque d'émissions accidentelles (choc, arrachage, raccords) et à l'issue de l'inspection, il a fait évoluer la méthode vers une technique de repérage de fuite (contrôle à la bulle), ce qui est satisfaisant. Les inspecteurs relèvent donc favorablement les actions entreprises par l'établissement pour assurer la mise en conformité de l'atelier AD2. Les moyens engagés doivent être maintenus.
Ensuite, les inspecteurs ont examiné le respect des exigences d'exploitation applicables vis-à-vis de la maîtrise du risque d'incendie. Ils ont notamment effectué une visite des locaux concernés par le remplacement des systèmes d'extinction au halon, examiné les voies d'accès des secours, l'état de plusieurs poteaux incendie et colonnes sèches et la réalisation des opérations de maintenance incendie. Ils se sont également rendus en salle de conduite pour relever l'état de différents reports d'alarme et apprécier le suivi des formations des équipes d'exploitation. Lors de cet examen par sondage, les inspecteurs n'ont pas relevé d'écart vis-à-vis de la maîtrise du risque d'incendie, ce qui est satisfaisant.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Néant
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Néant
## C. Observations
C.1. **Le règlement [3] dispose de la tenue de registres permettant de consigner les informations**
pertinentes liées à la vie du système, en particulier les quantités de substances ajoutées ou récupérées lors d'opérations de maintenance, mais aussi les résultats des contrôles d'étanchéité, l'identification de l'entreprise ou du technicien concerné. Les inspecteurs observent que ces informations sont disponibles dans le système de gestion intégrée de l'exploitant, mais que le format de consignation gagnerait à être amélioré pour en faciliter la mise à disposition des autorités. C.2. **La localisation des poteaux incendie figure correctement dans le dossier incendie de l'atelier AD2.**
Les inspecteurs observent toutefois que leur identification est peu lisible sur le terrain, ce qui est susceptible de pénaliser leur reconnaissance en situation réelle.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des éventuelles remarques et observations, ainsi que**
le cas échéant des dispositions que vous prendrez pour remédier aux observations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le **chef de division**
Signé par Adrien MANCHON |
INSSN-CAE-2022-0131pdf | Référence courrier : **CODEP-CAE-2022-015733**
Caen, le 30 mars 2022 Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Recyclage La Hague 50 444 BEAUMONT-HAGUE CEDEX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Orano Recyclage La Hague - INB no **116**
Inspection n° *INSSN-CAE-2022-0131* **du 18 mars 2022**
Essais intéressant la sûreté (EIS) - Atelier T21 **– Projet Nouvelle Concentration de Produits de**
Fission (NCPF)2
## Références :
[1] **Titre IX du Livre V de la partie législative du code de l'environnement** [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 a eu lieu le 18 mars 2022 au sein de l'établissement Orano Recyclage de La Hague, sur le thème des essais intéressant la sûreté menés sur les nouvelles installations de l'atelier T2, construites dans le cadre du projet NCPF.
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
Le projet NCPF a démarré en 2015, suite au constat de la corrosion plus avancée que prévue des évaporateurs de produits de fissions (PF) de La Hague en 2014. Il consiste à remplacer les 6 évaporateurs concentrateurs de PF sur les usines UP2 et UP3, par la création d'une annexe pour chacun de ces ateliers (NCPF R2 et NCPF T2),
comportant chacun 3 évaporateurs neufs. L'usine UP3 est prioritaire en termes de délais en raison d'un état d'usure plus avancé des évaporateurs de T2, particulièrement en ce qui concerne l'évaporateur 4120-23 qui a dû être arrêté avant le démarrage de NCPF (Cf. INSSN-CAE-2021-01023**), car le critère d'arrêt de celui-ci a été atteint**
lors des contrôles menés en septembre 2021. Pour démarrer chaque nouvelle unité NCPF, chaque usine doit s'arrêter 6 mois, afin de raccorder, de valider le bon fonctionnement aux travers de derniers essais et enfin de démarrer l'unité NCPF.
Le projet NCPF s'inscrit dans un programme de production du site avec comme objectif absolu de tenir le planning du projet en toute sûreté pour respecter les engagements de cisaillage afin d'assurer la disponibilité des places en piscines pour réceptionner les combustibles usés. L'instruction du projet NCPF, démarrée en 2015, se poursuit en 2022. L'ASN a pris position en novembre 2016 sur les options de sûreté envisagée par Orano Cycle pour ces projets, puis a autorisé en novembre 2017 la construction du génie civil, désormais terminé. L'ASN a mené plusieurs inspections sur cette thématique, constatant que l'organisation définie et mise en œuvre pour sa réalisation était rigoureuse. L'introduction des nouveaux évaporateurs s'est terminée en novembre 2019 sans aléa, le projet s'étant poursuivi en 2020/2021 par la finalisation des cellules actives (tuyauteries, électricité, équipements et instrumentation, liaison avec les installations existantes…). Anticipant la réalisation des EIS de l'atelier NCPF T2, préalable indispensable à la mise en service effective des nouvelles installations, démarré en décembre 2021, l'ASN et Orano ont convenu en novembre 2021 d'une organisation de supervision de leur déroulement, afin de favoriser et faciliter leur suivi par l'ASN et la prise en compte progressive des résultats. Celle-ci se traduit par une interface opérationnelle, à laquelle est également associée l'IRSN, suffisamment souple et réactive afin de ne pas perturber le planning de ces essais.
Ainsi, des réunions mensuelles, dont la première a été réalisée fin janvier 2022, permettent de faire, sur le sujet :
− **Le bilan du mois écoulé (actualités, EIS réalisés et synthèse résultats, …)**
− **Un point sur les échanges tenus avec l'ASN depuis la dernière réunion (demandes documentaires, Q/R**
sur EIS réalisés, …)
− **Des choix par l'ASN des EIS à contrôler sur site pour la période à venir**
− **Un planning des participations souhaitées par l'ASN.**
A noter qu'en parallèle, des échanges documentaires sont réalisés, se traduisant par la transmission mensuelle du bilan des EIS réalisés, et de leurs résultats, ainsi que - sur demande de l'ASN - la liste des documents à fournir ou à tenir à disposition lors des venues sur site.
Cette inspection, première du genre s'inscrivant dans les perspectives décrites ci-avant, a voulu donner la priorité aux constats de terrain lors de la tenue d'EIS, particulièrement pour ceux concernant les mesures de niveaux et de densité des cuves de la nouvelle unité 4110, destinées au stockage des produits de fission4 **(PF).**
Le matin et l'après-midi, les inspecteurs ont donc visualisé les essais en cours, dans une salle de conduite déportée spécialement conçue pour les besoins de réalisations de l'ensemble des EIS de l'annexe NCPF T2, dans des conditions permettant de ne pas perturber l'exploitation en cours de l'atelier T2. Il faut préciser que toutes les interfaces utilisées à cette fin, à commencer par le tableau de sécurité utilisé lors des essais, seront installés dans la salle de conduite de l'atelier T2, une fois tous les EIS réalisés et validés.
Lors des « temps morts », les inspecteurs ont abordé, en salle avec l'exploitant, le bilan des EIS menés jusqu'alors.
Ces échanges réguliers lors de ce type d'inspection, portent sur les :
− **Résultats** − **Faits marquants**
− **Points d'arrêts**
− **Ecarts** − **Reports éventuels**
− **Modifications**
− **REX**
L'exploitant n'ayant démarré ces essais qu'à partir de la fin du mois de décembre 2021, l'actualité et le nombre d'EIS finalisé étaient peu important, ne donnant ainsi lieu à aucun constat, ni observation.
Au regard de cette première inspection de supervision par sondage et *in situ* **des différents essais important pour**
la sûreté du projet NCPF, le processus et l'organisation mise en place par Orano pour les réaliser sont apparus
4 **Les produits de fission sont les restes d'un noyau lourd d'uranium ou de plutonium qui s'est fragmenté à la suite de la**
capture d'un neutron lors de la fission. Cendres de la fission, ils contribuent à l'essentiel de la radioactivité présente dans le combustible irradié des réacteurs.
très satisfaisants. Il est à noter cependant un manque de formalisme dommageable, concernant la validation de certaines fiches de contrôle (FIC) desdits EIS, induisant l'unique demande d'action corrective, décrite ci-après.
## A. **Demandes D'Actions Correctives** Validation Des Fiches De Contrôle (Fic) Liées Aux Eis
Si le déroulement des deux essais, réalisés en présence des inspecteurs, ainsi que les résultats n'ont amené aucune remarque, la consultation par sondage de FIC utilisées pour les essais a mis en lumière un oubli de signature sur ces dernières, de la part de l'opérateur chargé de la réalisation du contrôle. Cet écart aurait, certes, été corrigé par la suite, à l'échelle de l'équipe projet, voire des personnes en charge de la sûreté du projet, mais il peut avoir une incidence sur la validation en elle-même, pouvant potentiellement obliger Orano à « reprendre » les essais concernés.
Demande A.1 : Je vous demande d'apporter la rigueur nécessaire au suivi du formalisme lié à la bonne validation des essais intéressant la sûreté, réalisé dans le cadre du projet NCPF, avant la mise en service de ces nouvelles installations.
## 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 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 ,
Gaëtan LAFFORGUE-MARMET |
INSSN-DEP-2022-0296 | Dijon, le 15/04/2022 Référence courrier : CODEP-DEP-2022-019552 Monsieur le Directeur EDF - **Division de l'ingénierie du parc et de** l'environnement 140 Avenue Viton 13401 MARSEILLE cedex 20 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base EDF/DIPDE - NPGV réacteur 4 de Cattenom Inspection INSSN-DEP-2022-0296 des 17-18 mars 2022 Thème : Surveillance d'EDF/DIPDE de l'intervention notable du nettoyage préventif des générateurs de vapeur (NPGV) par le procédé mDMT des générateurs de vapeur du réacteur 4 du CNPE de Cattenom 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 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 à eau sous pression
[4] Décision DGSNR/SD5/BB/VF n°030191 du 13 mai 2003 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu les 17 et 18 mars 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Cattenom sur le thème de la surveillance exercée par la division de l'ingénierie du parc et de l'environnement (DIPDE) d'EDF de l'intervention notable du nettoyage préventif des générateurs de vapeur (NPGV) par le procédé DMT modifié (mDMT) des générateurs de vapeur (GV) du réacteur 4 du CNPE de Cattenom.
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 exercée par EDF/DIPDE, unité coordinatrice, de la première intervention de NPGV par le procédé mDMT à l'occasion du NPGV par ce procédé des GV
du réacteur 4 du CNPE de Cattenom. Les inspecteurs ont notamment examiné l'organisation et la stratégie retenues pour la surveillance par EDF/DIPDE de cette intervention de NPGV. L'inspection a également porté sur le déploiement de prescriptions intégrées dans le dossier générique à destination des CNPE (notamment la prévention des pollutions secondaires), le traitement des anomalies constatées, l'optimisation de la radioprotection, la gestion et la surveillance des activités importantes pour la protection des intérêts et le suivi des paramètres essentiels de l'intervention. Au vu de cet examen, les dispositions mises en œuvre par EDF/DIPDE et l'intervenant FRAMATOME pour la réalisation de cette intervention sont apparues dans l'ensemble satisfaisantes. Des points d'amélioration ont cependant été identifiés, notamment en termes de prise en compte des spécificités et du retour d'expérience (REX) du CNPE, ainsi que de vérification de certains paramètres ou équipements du NPGV.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Sans objet
## B. Demandes D'Informations Complementaires Évaluation De Dose Collective Dans Le Dossier De Demande Générique
Le bilan dosimétrique présenté lors de l'inspection n'a pas fait apparaître de différence significative entre les évaluations de dose collective et les valeurs mesurées au niveau global. Toutefois, les valeurs actualisées étaient pour certaines activités supérieures de plus de 50% aux prévisions, comme par exemple pour la pose et dépose des calorifuges et échafaudages (3,9 mSv au lieu de 2,4 mSv). Or l'évaluation de l'impact dosimétrique ne devrait pas présenter de tels écarts pour ces activités courantes, qui ne sont pas spécifiques à une intervention de type NPGV. Par ailleurs, les inspecteurs ont noté que, le jour de l'inspection, l'estimation locale du CNPE, déduite de leur REX tiré des précédents NPGV effectués sur le CNPE de Cattenom, semblait plus cohérente avec les valeurs réelles qu'avec celles évaluées par EDF/DIPDE qui étaient parfois fortement sousestimées, comme par exemple pour la parade anti-pollution secondaire (3,9 mSv au lieu de 0,8 mSv).
Demande B1 : Je vous demande de préciser comment l'**évaluation de dose collective générique** prend en compte le REX spécifique au CNPE. Le cas échéant, vous me présenterez les adaptations nécessaires pour définir un prévisionnel dosimétrique générique cohérent non seulement au niveau global, mais aussi au minimum pour chaque groupe d'activités.
## Maintien Des Propriétés Du Réactif Chimique Demitrol
Lors de leur examen de la liste des anomalies identifiées à la date de l'inspection, les inspecteurs ont remarqué l'ouverture d'une fiche d'anomalie documentaire (FMD), associée au PA CSTA n° 26679. Cette FMD porte sur la température du réactif chimique DEMITROL utilisé pour le NPGV et stocké en citerne à l'extérieur, qui a été relevée à 21°C le 11/02/2022 lors d'une ronde alors que la procédure de ronde applicable demandait de vérifier que la température du DEMITROL reste supérieure à 22°C. Le prestataire FRAMATOME a expliqué, le jour de l'inspection, que ce produit avait fait l'objet d'analyses, synthétisées dans sa note D02-ARV-01-131-021, dans un de ses laboratoires afin de déterminer les limites en température pour maintenir ses propriétés, telle que la solubilité du fer, et ainsi définir la valeur de la température minimale du produit à vérifier lors des rondes. Cependant, il n'a pas pu être clarifié lors de l'inspection si le DEMITROL faisait également l'objet de préconisations par son fournisseur pour sa conservation et au cas où de telles préconisations existeraient, si les valeurs modifiées dans la procédure pour les vérifications lors des rondes à la suite des analyses du prestataire demeuraient cohérentes avec celles-ci.
Demande B2 : Je vous demande de vous positionner sur le fait que le DEMITROL peut être conservé en citerne extérieure sans faire l'objet par son fournisseur de préconisations pour sa conse**rvation.** Dans le cas où de telles préconisations existeraient, je vous demande de vérifier que les valeurs limites de température fixées dans la procédure de rondes sont cohérentes avec celles-ci.
## Prise En Compte Des Spécificités Du Cnpe Dans La Particularisation De Documents Génériques
La note générique Framatome de procédure de démarrage (PE DEM) sur le suivi du nettoyage préventif des GV [D02-ARV-01-177-358 révision B] indique que « *ce document sera particularisé au passage BPA (*…) afin de tenir compte de la spécificité de chaque NPGV liée notamment au site ». Ce document générique recense les différents documents à utiliser pour pouvoir suivre les activités du NPGV. Il a été expliqué en inspection que cette particularisation avait pour objectif de compléter les cases vides du document générique, par exemple pour préciser les indices applicables des documents mentionnés ou pour indiquer les points de notification ou encore préciser les opérations devant faire l'objet de contrôles techniques. Cependant, lors de leur examen du document Framatome particularisé au NPGV des GV
du réacteur 4 de Cattenom [D02-ARV-01-177-358CA4-22 indice A] présenté le jour de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que d'autres modifications, comme par exemple des corrections de procédures ou de références de DSI, avaient été apportées par rapport au document générique, sans qu'elles aient été portées à la connaissance de l'ASN. L'instruction de la demande d'accord générique, ni celle du dossier « 3 jours » ne peuvent donc prendre en compte les adaptations apportées au document instruit faisant partie de la LDA Mines générique Framatome [D02-ARV-01-177-358]. En conséquence, l'ASN ne peut pas se prononcer sur l'impact éventuel de ces modifications documentaires dans les accords qu'elle délivre (générique ou « 3 jours ») pour la réalisation de l'intervention NPGV. Demande B3 **: Je vous demande de définir un cadre de transmission du document de suivi PE DEM** particularisé au NPGV qui sera réalisé sur un CNPE permettant sa prise en compte par l'ASN **dans** son instruction des demandes d'accord au minimum au titre du dossier 3 jours.
## Vérification Fonctionnelle Des Débitmètres Avant Intervention Npgv
Lors de l'instruction du dossier générique de NPGV par le procédé mDMT, EDF/DIPDE avait indiqué que les débitmètres feraient l'objet d'une vérification (en plus de celle de leur étalonnage tous les cinq ans) de leur bon fonctionnement à l'occasion des tests préliminaires avant le début des phases chimiques, conformément à la note Framatome de procédure d'application du procédé mDMT [D02-
ARV-01-177-009]. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que cette vérification ne pouvait pas être réalisée sur tous les débitmètres en raison de la configuration du dispositif de traitement chimique. En effet, les tests fonctionnels ne permettent de tester que les débitmètres servant à l'injection d'eau, mais pas ceux pour l'injection des réactifs. D'après la liste Framatome des capteurs essentiels [D02-ARV-01-180-605], certains débitmètres utilisés pour l'injection des réactifs sont des capteurs essentiels. Or, ils sont amenés à être montés/démontés pour chaque NPGV, ce qui est susceptible de nuire à leur bon fonctionnement au moment de la réalisation des phases chimiques.
Demande B4 : Je vous demande de justifier qu'en l'absence de vérification, lors des tests préliminaires avant le début des phases chimiques, du bon fonctionnement des débitmètres appartenant à la liste des capteurs essentiels, la seule vérification de leur étalonnage tous les cinq ans permet de garantir leur bon fonctionnement au moment de la réalisation des phases chimiques des NPGV.
## Impact Des Valeurs Réelles De Paramètres Associés À Des Aip Npgv
Lors de leur examen par sondage de la surveillance par EDF/DIPDE des activités importantes pour la protection (AIP) du NPGV, les inspecteurs ont remarqué pour l'AIP 49 relative à la détermination de la température d'injection minimale et maximale, correspondant à l'opération M1-04 de la note Framatome de procédure d'application du procédé mDMT [D02-ARV-01-177-009], que la valeur réelle d'injection avait été légèrement inférieure à la valeur prévisionnelle (65,8°C au lieu de 66°C). Même si cet écart est effectivement faible, il n'a pas pu être indiqué aux inspecteurs si un seuil à partir duquel l'écart entre la valeur réelle et la valeur prévue du paramètre surveillé serait considéré comme susceptible de remettre en cause la bonne réalisation de l'opération concernée avait été identifié, ni si de tels seuils devaient être identifiés.
Demande B5 : Je vous demande de vous prononcer sur la nécessité d'identifier des seuils à partir desquels **l'écart entre la valeur réelle et la valeur prévue du paramètre surveillé d'une AIP serait** considéré comme susceptible de remettre en cause la bonne réalisation de l'opération concernée
## Consignation Des Vannes Pour La Formation Des Bouchons D'Eau Pour Le Circuit Ren
La note du CNPE de Cattenom sur les « parades mises en œuvre face aux risques de marquages chimiques du circuit secondaire lors du procédé NPGV (mDMT - FRAMATOME) »
[D5320/NT/CT/521287 indice 0] comporte pour le circuit REN une opération AIP de formation de bouchons d'eau par fermeture de plusieurs vannes REN (REN 021 à 024 VL, REN 011 à 014 VL, REN 031 à 034 VL, REN 041 à 044 VL). Seul l'enregistrement de la consignation de fermeture des vannes REN 041 à 044 VL, présent dans le dossier « salle de commande » du DSI conduite [D5320/CT/521379], a pu être montré le jour de l'inspection.
Demande B6 : Je vous demande de me démontrer que toutes les vannes nécessaires à la formation des bouchons d'eau pour le circuit REN ont bien été fermées **conformément à la note du CNPE de** Cattenom sur les « parades mises en œuvre face aux risques de marquages chimiques du circuit secondaire lors du procédé NPGV (mDMT - **FRAMATOME) ». En cas de découverte d'un écart de** consignation, je vous demande de vérifier que toutes les consignations nécessaires à des AIP de type formation de bouchons d'eau ont bien été réalisées et de me transmettre les conclusions de votre analyse.
## Format Des Visas De Surveillance
Dans la procédure Framatome renseignée D02-ARV-01-177-009, faisant office de DSI, consultée par les inspecteurs, les visas des actions de surveillance exercée par EDF/DIPDE sur des AIP ne comportent pas toujours la date de réalisation de cette surveillance, mais seulement le cachet et la signature de la personne ayant réalisé cette action. Ainsi, certaines fiches renseignées contiennent cette information, d'autres pas, sans qu'il ait pu être expliqué, le jour de l'inspection, quels étaient les attendus en termes de formalisation et de traçabilité pour la surveillance des AIP. Demande B7 : Je vous demande de clarifier quelles informations doivent figurer dans les visas des actions de surveillance exercée par EDF/DIPDE sur des AIP au titre de son contrôle technique de l'intervention NPGV.
## Vérification Des Références Des Bâches De Stockage
Lors de leur examen de la procédure Framatome renseignée D02-ARV-01-177-009, faisant office de DSI, les inspecteurs ont constaté que, parmi les fiches relatives à la surveillance des rondes, une fiche comportait des références de bâches de stockage des réactifs qui avaient été barrées et sans indication de réalisation d'une surveillance. Il n'a pas pu être expliqué, le jour de l'inspection, quels étaient le statut ou l'usage de cette fiche.
Demande B8 : Je vous demande de clarif**ier quels étaient le statut ou l'usage de la fiche relative à la**
surveillance des rondes qui comportait des références de bâches de stockage des réactifs barrées et sans indication de réalisation d'une surveillance.
## Interfaces Avec D'Autres Chantiers
Plusieurs fiches de constat ont été ouvertes par l'intervenant Framatome à cause d'interfaces avec d'autres chantiers en cours dans le bâtiment réacteur, comme par exemple le remplacement de cannes chauffantes du pressuriseur. Ces interfaces ont nécessité des adaptations non prévues d'installations d'équipements nécessaires à la réalisation du NPGV. Ces coactivités externes au NPGV n'apparaissent pas dans les analyses de risque figurant dans les dossiers de demandes d'accord de l'intervention notable, que ce soit dans la demande générique ou dans le dossier « 3 jours ». Or, même si cela n'a pas été le cas pour le NPGV de Cattenom 4 en 2022, de telles coactivités pourraient nécessiter de manière réactive des adaptations de procédé ou d'équipements susceptibles de mettre en cause les conditions de qualification du procédé ou des dispositions de radioprotection alors que pour certaines d'entre elles pourraient aisément être anticipées lorsque le programme de l'arrêt est défini.
Demande B9 : Je vous demande de me préciser comment vous prenez en compte dans les analyses de risque du NPGV d'éventuelles coactivités générées par d'autres chantiers et qui pourraient nécessiter de manière réactive des adaptations de procédé ou d'équipements susceptibles de mettre en cause les conditions de qualification du procédé ou des dispositions de radioprotection.
## C. Observations C1 : Prise En Compte Du Rex Cnpe
La note générique EDF/DIPDE de « Prescriptions et recommandations pour la prévention des pollutions secondaires lors des NPGV avec le procédé mDMT » [D455621042512 indice A] ne tient pas compte de toutes les remarques exprimées par le CNPE sur la base de son propre REX et indiquées dans la note technique du CNPE sur les « parades mises en œuvre face aux risques de marquages chimiques du circuit secondaire lors du procédé NPGV (mDMT - FRAMATOME) »
[D5320/NT/CT/521287 indice 0] dont EDF/DIDPE avait connaissance, comme par exemple la création de bouchons d'eau entre les fonds pleins remplaçant ASG 121 à 124 VL pour le circuit ASG eau à la suite du REX du NPGV de 2017.
## C2 : Prise En Compte Des Configurations Du Cnpe
Plusieurs équipements nécessaires au NPGV n'ont pas pu être installés selon les dispositions prévues initialement en raison de configurations du CNPE de Cattenom qui n'avaient pas été suffisamment anticipées (par exemple raccordement SED et connexion SEP inexistants en cour BK). 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.
Pour le président de l'ASN et par délégation Le **chef du bureau SIRAD de l'ASN/DEP**
Signé par Benoît FOURCHE |
INSSN-CHA-2022-0266 | Référence courrier :
CODEP-CHA- 2022-015616 Châlons-en-Champagne, le 28 mars 2022 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 de Nogent n° INSSN-CHA-2022-0266 du 15/03/2022 « Maîtrise de la réactivité »
Référence. : [1] Code de l'environnement, notamment ses articles L.592-21, L.596-1 et L.557-46
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Courrier managérial « Mise en œuvre des bilans de fonction », note EDF
D455018003820 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 15 mars 2022 au CNPE de Nogent-sur-Seine sur le thème « Maîtrise de la réactivité ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Maîtrise de la réactivité ». Elle avait pour objectif de contrôler par sondage l'organisation mise en place par le site ainsi que la réalisation d'activités de maintenance ou d'exploitation de certains systèmes participant à cette fonction de sûreté.
Les inspecteurs ont d'abord interrogé vos représentants sur divers points de votre organisation, en particulier sur le suivi du sous-processus « Gérer le cœur et le combustible » (GCC). Ils se sont intéressés à l'ensemble des actions mises en place dans le cadre de ce sous-processus. Ils ont également contrôlé les modalités de formation et d'habilitation de l'ingénieur exploitation cœur combustible (IECC) ainsi que les vérifications menées par la filière indépendante de sûreté sur le thème « Maîtrise de la réactivité ». Ils ont ensuite examiné les indicateurs de résultats "O14" et "O15" du sous-processus GCC et se sont intéressés à la labellisation « Maîtrise de réactivité » des événements significatifs pour la sûreté (ESS) ainsi qu'aux parties prenantes dans ce processus de labellisation. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage le dernier bilan de la fonction "réactivité" réalisé en 2020 au titre de la période 2018 à mi-2020, attendu que, à la date de l'inspection, le bilan 2021 n'avait été établi que pour le circuit d'échantillonnage nucléaire (REN). Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs que les effectifs en place étaient insuffisants pour effectuer un bilan annuel complet de la fonction réactivité, comme le spécifie le courrier [3].
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage des gammes d'essais physiques du cœur et des gammes d'essais périodiques pour la protection anti-dilution réalisés sur les deux réacteurs en 2020 et 2021. Certaines gammes d'essais périodiques et physiques étaient indisponibles pour l'analyse ; vos représentants ont expliqué que la numérisation n'avait pas pu être réalisée par votre partenaire dans les délais impartis.
Les inspecteurs se sont ensuite intéressés à quelques ESS déclarés depuis 2020 concernant la fonction "maîtrise de la réactivité". Ils ont analysé les actions de progrès mises en œuvre par le site pour prendre en compte le retour d'expérience lié à ces ESS ; ces actions de progrès ont été considérées comme satisfaisantes par les inspecteurs.
Enfin, ils ont effectué une visite sur le terrain dans les bâtiments des auxiliaires nucléaires et les bâtiments d'entreposage du combustible des réacteurs n° 1 et 2. Ils ont examiné le respect du régime des consignations administratives pour la protection anti-dilution et se sont intéressés au lignage du circuit REN. Lors de cette visite, les inspecteurs ont constaté la propreté des locaux et du circuit REN. Ils ont relevé le dysfonctionnement d'un contaminamètre mains/pieds à la sortie du bâtiment d'entreposage du combustible du réacteur 2. Ils se sont enfin rendus en salle de commande du réacteur n° 1 et ont interrogé les opérateurs sur la mise en œuvre de modifications d'une fiche alarme ; des réponses satisfaisantes leur ont été apportées.
Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs considèrent que l'organisation définie et mise en œuvre par le site pour la maîtrise de la réactivité apparaît globalement satisfaisante.
## A. Demandes D'Actions Correctives Bilan De Fonction Réactivité
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage le dernier bilan de la fonction réactivité réalisé en 2020 au titre de la période 2018 à mi-2020, attendu que, à la date de l'inspection, le bilan 2021 n'avait été établi que pour le circuit REN. Le courrier managérial [3] précise que : « […] *L'enjeu de la démarche des bilans fonctions est d'identifier et traiter les problématiques techniques pouvant* affecter nos matériels et systèmes, avec une vision intégrée par fonction, de façon à pouvoir identifier nos menaces à court, moyen et long terme, sur tous nos champs de performances (sûreté, disponibilité, environnement, durée de fonctionnement...). *Ces problématiques pourront ensuite alimenter notamment le* Diagnostic Annuel de Sûreté (DAS) du site, les menaces AT, TEM ou Pluri, etc. À partir de 2019, des bilans seront requis sur l'ensemble des 15 fonctions. Pour faciliter le partage entre les CNPE à travers les réseaux d'ingénierie, il apparaît pertinent de cadencer ainsi la production de ces bilans. *[…]* Semestre 1 : réactivité (RIC, RGL, RAM, RPN, *RPR, REN) [..]* » Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs que les effectifs en place étaient insuffisants pour effectuer un bilan annuel complet de la fonction réactivité et que la fréquence prévue dans le plan de charge de vos équipes pour l'élaboration de ce type de bilan était de 4 à 5 ans. Lors des échanges sur le bilan matériel 2020 pour la fonction de réactivité, les inspecteurs ont noté un taux de scrutation du flux neutronique (système RIC) proche de la limite de 80% requise pour ce matériel, ainsi qu'une problématique récurrente d'approvisionnement des pièces de rechange, affectant plusieurs systèmes de sauvegarde, notamment les échangeurs REN/RRI.
Demande A1 : Je vous demande de mettre en place une organisation pérenne afin d'établir chaque année le bilan de fonction réactivité pour les systèmes RIC, RGL, RAM, RPN, RPR et REN. Vous me transmettrez votre plan d'action détaillé pour satisfaire aux demandes énoncées dans le courrier managérial [3]. N'ayant pas reçu en amont de l'inspection le bilan de fonction réactivité complet pour l'année 2021, les inspecteurs avaient sollicité vos équipes afin que soit présenté succinctement un bilan complet, au 15 mars 2022, de la fonction "réactivité". Vos représentants ont indiqué que cette présentation n'avait pas pu être réalisée, par manque d'effectifs. Demande A2 : **Je vous demande de me transmettre un bilan synthétique de la fonction réactivité** au titre de l'année 2021 pour les systèmes **RIC, RGL, RAM, RPN, RPR.**
## Contrôleur Mains Pieds
Lors de la visite sur le terrain, les inspecteurs ont constaté le dysfonctionnement d'un contaminamètre à la sortie du bâtiment d'entreposage du combustible, en direction des vestiaires hommes. Je vous rappelle que l'article R. 4451-48 du code du travail dispose que : « 1.-L'employeur s'assure du bon fonctionnement des instruments ou dispositifs de mesurage, des dispositifs de détection de la contamination et des dosimètres opérationnels. I1.-L'employeur procède périodiquement à la vérification de l'étalonnage de ces instruments, dispositifs et dosimètres. La vérification de l'étalonnage est réalisée ou supervisée par le conseiller en radioprotection. Si nécessaire, un ajustage ou un étalonnage en fonction de l'écart constaté est réalisé selon les modalités décrites par le fabricant.» Demande A3 : Je vous demande de renforcer les contrôles des contaminamètres. Vous me ferez part des dispositions prises à cette fin.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Lors de l'inspection en salle, les inspecteurs ont examiné les indicateurs de résultats "O14" et "O15" du sous-processus GCC et se sont intéressés à la labellisation « Maîtrise de réactivité » des événements significatifs pour la sûreté (ESS) ainsi qu'aux parties prenantes dans ce processus de labellisation. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer le document sous assurance qualité précisant la partie prenante portant le choix décisionnel de la labellisation « Maîtrise de réactivité ».
Demande B1 : **Je vous demande de me transmettre une note explicative sous assurance qualité du** processus de labellisation « Maîtrise de la réactivité » d**es ESS. Vous préciserez l'ensemble des** parties prenantes, les délais associés ainsi que la partie prenante qui porte le choix décisionnel.
## C. Observations C.1 Constats Effectués Lors De La Visite Terrain
Afin d'effectuer un contrôle des condamnations administratives, les inspecteurs se sont rendus dans les bureaux des consignations : bureau des consignations pour le réacteur 1, bureau des consignations pour le réacteur 2 et bureau commun des consignations pour les deux réacteurs. La visite dans ces bureaux avait pour objectif de recueillir les références des locaux à visiter pour contrôler les condamnations administratives de protection anti-dilution. Les inspecteurs ont constaté l'absence d'agents sur place, ultérieurement à la relève de personnel, rendant la recherche d'informations plus délicate.
## C.2 Comptes Rendus D'Essais
Lors de l'inspection en salle, certaines gammes d'essais périodiques et physiques demandées en amont de l'inspection n'étaient pas disponibles. Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs qu'un délai de 6 semaines était nécessaire à votre partenaire pour en effectuer la numérisation. Les inspecteurs s'interrogent sur ce délai exagérément long pour fournir des documents demandés classiquement à l'occasion des inspections. C.3 Documents du sous-processus « Gérer le cœur et le **combustible** » Beaucoup de documents liés à des instances du sous-processus ne sont pas signés ou ne portent pas la mention explicite des participants à ces instances. Les inspecteurs n'ont donc pas été en mesure d'identifier précisément les participants au processus décisionnel. Une évolution positive a néanmoins été constatée pour la revue de processus 2021, qui portait à la fois la mention des participants ainsi que les signatures respectives du rédacteur et de l'approbateur. Les inspecteurs préconisent de poursuivre cette démarche de production de documents sous assurance qualité.
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 Division, Signé par Mathieu RIQUART |
INSSN-LYO-2022-0353 | Monsieur le directeur du CNPE de Bugey Magasin Inter-Régional BP 60120 01155 LAGNIEU CEDEX
Lyon, le 25 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB) - Magasin inter-régional (MIR) - INB n° 102 Thème : Visite générale N° dossier : Inspection INSSN-LYO-2022-0353 du 21/03/22 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB [3] Décision 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014 de l'ASN relative aux règles applicables aux 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 en référence [1], une inspection du magasin inter-régional (MIR) de combustibles nucléaires exploité par Électricité de France (EDF) sur le site du centre nucléaire du Bugey (INB n° 102) a eu lieu le 21 mars 2022 sur le thème « Visite générale ».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 21 mars 2022 du MIR (INB n°102) exploité par EDF avait pour principal objectif de vérifier le respect des règles générales prévues pour l'exploitation des installations. Dans un premier temps, les inspecteurs ont testé les capacités d'intervention de l'exploitant par le biais d'un exercice. Une simulation de feu dans le hall de manutention a été réalisée. Puis, les inspecteurs ont examiné certaines dispositions organisationnelles relatives à la maîtrise du risque incendie ainsi que le respect des engagements pris par l'exploitant à la suite d'inspections précédentes. Enfin, ils se sont rendus dans le hall de manutention et dans celui d'entreposage.
L'organisation déployée pour l'intervention des équipes de secours lors de la simulation d'incendie est perfectible sur certains points. Des actions correctives sont attendues de la part de l'exploitant afin de garantir l'accessibilité des intervenants aux zones sinistrées et de renforcer le respect des consignes relatives à la ventilation. Certaines dispositions matérielles et organisationnelles sont également à améliorer. Les conclusions de l'inspection concernant les autres sujets examinés par les inspecteurs sont quant à elles globalement satisfaisantes, l'exploitant ayant tenu ses engagements.
## A. Demandes D'Actions Correctives Moyens Opérationnels D'Intervention En Cas D'Incendie
L'article 2.1.1.III de l'arrêté [2] dispose que « *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. ». Les inspecteurs ont demandé à vos équipes de procéder de manière inopinée à un exercice de simulation d'un départ de feu au sein du MIR. Pour cela, ils se sont rendus au poste de commande principal (PCP) et ont simulé à 10h03 l'apparition d'une alarme au niveau du système de supervision incendie. L'agent de surveillance a alerté les équipes d'intervention. À 10h10, un premier binôme constitué d'un agent de levée de doute (ALD) et du chef des secours (CDS) s'est présenté devant le MIR.
Cependant, l'ALD n'a pas pu rentrer dans le bâtiment car l'encodage de son badge ne l'y autorisait pas.
La correction de cette difficulté d'accès a pris une quinzaine de minute. De plus, l'ALD était le secouriste de l'équipe d'intervention. Ce blocage aurait donc également pu avoir des conséquences en cas de besoin immédiat de secours à victime.
A1 : Je vous demande de faire en sorte que les équipiers **d'intervention, dont les agents de levée de**
doute, aient à tout moment un accès immédiat aux installations dans lesquelles **ils sont**
susceptibles d'intervenir.
En raison du blocage de l'ALD, c'est le CDS qui s'est rendu dans le local concerné par le départ de feu fictif afin de vérifier la véracité de l'alarme. À 10h20, il a confirmé la présence d'un incendie et, conformément à sa procédure d'intervention, cherché à joindre son collègue pour l'en informer. Après avoir échoué à le contacter par téléphone mobile et fixe et en l'absence de radio, il a dû ressortir de l'installation pour lui parler directement. Ces dysfonctionnements lui ont fait perdre plusieurs minutes.
## A2 : Je Vous Demande De Doter Vos Équipes D'Intervention De Moyens De Communication Fiables.
En anticipant l'éventuelle confirmation du feu, l'équipe de seconde intervention s'est présentée devant le MIR vers 10h15. Les trois agents qui la constituaient ont préparé le matériel d'intervention et se sont équipés avec leurs équipements de protection individuelle. Ils se sont mis à disposition du CDS. A
10h30, deux d'entre eux sont entrés dans le local concerné par l'incendie fictif. A l'aide d'un extincteur à poudre de 50 kg, ils ont simulé l'attaque du foyer. Les inspecteurs ont déclaré l'incendie maîtrisé à 10h35. Toutefois, ils ont relevé que deux des cinq intervenants n'étaient pas équipés d'appareils de dosimétrie passive, obligatoire pour l'accès en zone contrôlée : l'un d'eux, récemment entré en fonction, n'avait pas encore reçu de dosimètre, l'autre l'avait cassé la semaine précédente. Ces deux intervenants sont restés à l'extérieur de la zone délimitée radiologiquement.
A3 : Je vous demande de prendre les dispositions permettant de garantir l'a**ccessibilité de vos** équipiers d'intervention en zone délimitée dans le respect des règles de radioprotection. L'article 4.3.1 de l'annexe de la décision [3] dispose que « *En application de la démonstration de maîtrise* des risques liés à l'incendie, la conduite de la ventilation en cas d'incendie fait l'objet d'une analyse spécifique et de procédures particulières à l'INB. L'organisation mise en place par l'exploitant permet l'application de ces procédures. ».
Le paragraphe 7.3.4 de vos règles générales d'exploitation (RGE, ref. D5110RGEMIR001 ind. 5) prévoit qu'en cas d'incendie la ventilation du bâtiment soit arrêtée, soit automatiquement par l'asservissement au système de détection incendie, soit manuellement en actionnant un dispositif « coup de poing ». Vos consignes incidentelles en cas d'incendie (ref. D5118/CO/SGK 042 ind.2) reprennent ces dispositions.
Les fiches actions incendie (FAI) du MIR demandent d'actionner systématiquement le « coup de 2 poing » afin d'arrêter manuellement la ventilation, évitant aux intervenants de consacrer du temps à vérifier sa mise à l'arrêt automatique. Les inspecteurs ont relevé que l'équipe d'intervention n'avait pas procédé à cette action, bien qu'ayant consulté les FAI du bâtiment.
## A4 : Je Vous Demande De Renforcer Le Respect Des Procédures D'Intervention Par Vos Équipes. 3
Durant l'exercice, les inspecteurs ont indiqué au chef de secours, lors de sa reconnaissance, que l'incendie simulé se situait dans le hall manutention du combustible et concernait le poste d'examen du combustible. Ils ont ajouté que le hall était enfumé. Le départ de feu était donc situé en un point diagonalement opposé à l'entrée du hall. Pour lutter contre l'incendie les intervenants, comme le prévoient leurs procédures d'intervention en cas de perte de visibilité dans un local, se sont équipés d'une ligne de vie. Ils ont ensuite progressé dans le hall de manutention en longeant le mur, ce qui leur permet de se repérer. Cependant la ligne de vie était trop courte et ils n'ont pu atteindre le foyer. Ils sont donc revenus, avec leurs moyens d'extinction, à l'entrée du hall et sont partis en diagonale dans le bâtiment. En situation réelle sans visibilité à cause des fumées d'incendie, ils auraient perdu ainsi tout repère dans l'espace. Les inspecteurs ont indiqué au CDS qu'ils estimaient cette approche, d'une part, dangereuse pour les intervenants et, d'autre part, peu efficace pour atteindre rapidement la zone concernée par l'incendie. Le CDS leur a indiqué qu'il était envisageable de raccorder plusieurs ligne de vie les unes aux autres afin de disposer d'une longueur suffisante. Toutefois, une seule ligne avait été apportée pour l'intervention. Les inspecteurs considèrent que les équipes d'intervention doivent disposer du matériel leur permettant d'intervenir en toute sécurité dès leur arrivée sur les lieux. Au regard de la taille du bâtiment du MIR, une ligne de vie de 25 m est insuffisante. A5 **: Je vous demande de modifier votre organisation afin que vos équipes d'intervention disposent**
dès leur arrivée dans les locaux du MIR du matériel leur permettant d'agir en toute sécurité et de la manière la plus efficace.
A leur arrivée devant les installations, l'équipe de seconde intervention a raccordé le véhicule du poste de commandement à une borne d'alimentation électrique (ref. PRS3 - 8LTT402CR), tel que prévu par leur procédure. Cependant, cette borne était hors service, ce que rien ne signalait. Les intervenants n'ont pas trouvé d'autres bornes à proximité leur permettant de brancher leur véhicule.
A6 : Je vous demande de rétablir dans les meilleurs délais la disponibilité de la borne électrique destinée à alimenter les moyens de secours à pro**ximité du MIR. Dans l'attente, vous mettrez en**
place des moyens compensatoires.
## Dispositions Organisationnelles D'Intervention En Cas D'Incendie
L'article 3.2.2-1 de l'annexe de la décision [3] dispose que « Les moyens d'intervention et de lutte contre l'incendie dont l'exploitant dispose en interne sont dimensionnés en application du III de l'article 2.1.1 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé. Ils sont mis en œuvre *suivant une organisation préétablie par l'exploitant.*
Cette organisation permet de réalise*r des actions dont la rapidité et l'efficacité sont compatibles avec les* interventions retenues dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie (…)*. Elle se traduit par la* définition de matériels et de personnels nécessaires à l'intervention et à la lutte contre l'incendie, en cohérence avec la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie. 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 paragraphe 2.3.2.2 de vos RGE (ref. D5110RGEMIR001 ind. 5) mentionne « *La mise en œuvre des* consignes d'exploitation en cas d'incidents ou d'alarmes détectés par l'équipe de la "Protection de Site" est réalisée dans un premier temps par cette équipe puis par les agents du Service Combustible Logistique en et hors heures ouvrables. Dans le cas particulier d'un incendie, l'équipe de l'intervention est constituée par une équipe comprenant un responsable issu de l'équipe Protection de Site et de 4 agents du Service Conduite. ». Les inspecteurs ont observé que l'organisation que vous avez déployée dans le cadre de l'exercice n'était pas celle décrite dans vos RGE. Les équipes d'intervention étaient composées d'agents d'un de vos sous-traitants en charge de la protection du site.
4 A7 : Je vous demande de mettre en cohérence **l'organisation que vous avez préétablie définissant**
les moyens d'intervention et de lutte contre l'incendie et les exigences afférentes mentionnées dans vos RGE.
Comme mentionné précédemment, lors du déclenchement de l'exercice par les inspecteurs, l'agent de surveillance du PCP a alerté les équipes d'intervention. Il s'est ensuite appuyé sur un document mentionnant les différentes actions à déclencher en cas d'alerte, dénommé « Document d'Orientation -
Incendie - Sanitaire - *Pollution* » (ref. D5110/CO/PS/DOISP/PCP ind.16). La page 3 de ce document indique la conduite à tenir en fonction de l'origine de l'alarme. Le MIR ne figure pas dans la liste des différents locaux, ce qui a amené de la confusion pour l'agent de surveillance lors de l'exercice.
A8 : Je vous demande de clarifier le document indiquant **à la conduite à tenir en cas de réception**
d'alerte provenant du MIR par le service protection site.
Les inspecteurs ont relevé que plusieurs affichages ou documents présents à l'entrée du MIR n'étaient pas à jour. Concernant les informations nécessaires en cas d'incendie, ils ont relevé que les informations relatives aux matières dangereuses ou à la charge calorifique présentes dans le MIR
n'étaient pas affichées à l'entrée du bâtiment, comme le prévoit votre étude incendie, mais entreposées sous forme de feuille volante avec les FAI. De plus, ils ont relevé que ce document n'était pas à jour (le document applicable date de septembre 2021, celui présent sur site date de 2014).
Les inspecteurs ont également relevé que les consignes générales d'exploitation ainsi que les consignes incidentelles présentes à l'entrée du bâtiment n'étaient pas au dernier indice. A9 : Je vous demande de réviser la gestion de votre **diffusion documentaire afin de**
systématiquement mettre à jour des versions papier et affichages présents dans les installations lors de leurs révisions. Concernant les informations issues de votre étude incendie et nécessaires en intervention vous mettrez en place un affichage **au format prévu.** L'article 3.2.2-3 de l'annexe de la décision [3] dispose 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 inspecteurs ont consulté les comptes rendus des deux derniers exercices incendie réalisés au MIR
les 19/11/2020 et 24/11/2021. Ils ont relevé que plusieurs des observations faites aux cours de ces exercices s'étaient renouvelées lors de l'inspection, à savoir :
non-respect des instructions de la FAI ;
perte de temps des intervenants pour accéder au bâtiment ;
absence d'anticipation pour l'acheminement de moyens d'extinction complémentaires du CDS.
Les inspecteurs considèrent que les exercices ont vocation à entrainer les équipes d'intervention mais que le traitement des anomalies relevées est tout aussi important.
A10 : Je vous demande de renforcer votre process**us de retour d'expérience des exercices incendie**
du MIR et de traitement des anomalies observées.
## Référentiel Documentaire 5
Le paragraphe 1.4.4.2 de vos RGE (ref. D5110RGEMIR001 ind. 5) indique les conditions de stockage des assemblages de combustible. Il mentionne que « Les assemblages sont stockés dans des chemises vinyle de classe M2. ». Les inspecteurs ont observé que les assemblages étaient entreposés sans chemisage.
A11 **: Je vous demande de mettre en cohérence vos RGE et vos pratiques concernant les conditions** d'entreposage des assemblages de combustible. Les inspecteurs ont observé à plusieurs reprises que les éléments de traçabilité de vos révisions documentaires indiquent l'origine de la modification mais pas sa nature. Par exemple, le document intitulé « Consignes *incidentelles du MIR* » (ref. D5118/CO/SGK 042, ind.2) pour sa dernière révision mentionne « Mise à jour suite à l'inspection ASN du 16/04/2013 (INSSN-LYO-2013-0357). *Prise en compte* de la Demande A4 de la lettre de suite (CODEP-LYO-2013-025107). ». Les inspecteurs ont souhaité connaître la nature de cette révision. Vos représentants n'ont pas été en mesure de trouver d'élément de réponse. Les inspecteurs soulignent que tracer l'origine de la révision d'un document n'est absolument pas parlant pour ses utilisateurs et ne permet pas de comprendre ce qui est modifié entre les deux indices. Ils rappellent que la documentation mise en œuvre lors des activités importantes pour la protection doit, selon l'article 2.5.6 de l'arrêté [2] faire l'objet « *d'une traçabilité permettant de démontrer* a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies ». Par ailleurs, les inspecteurs ont noté que les modifications de vos documents ne sont pas mises en évidence dans le corps de leur texte, ce qui les rend d'autant plus difficile à identifier. A12 **: Je vous demande de tracer l'évolution de la nature de vos révisions documentaires et non leur**
origine.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Note D'Habilitation Du Chargé D'Exploitation
Conformément à votre engagement par courrier D5110/LET/MSQ/20.00285 en réponse à la lettre de suite de l'inspection du 16 novembre 2020, vous avez rédigé une note technique d'habilitation du chargé d'exploitation du MIR datée de juin 2021 (ref. D5110NT21115, in.0). Cette note définit les prérequis d'habilitation du chargé d'exploitation du MIR. Les inspecteurs ont souhaité vérifier que cette note était bien appelée par le processus d'habilitation du chargé d'exploitation du MIR, son cursus de formation, ou tout document de votre système de gestion intégré (SGI) relatif à la formation du personnel. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter de réponse satisfaisante. Ils ont indiqué que ce processus d'habilitation n'avait pas encore été mis en œuvre.
B1 : Je vous demande de me préciser dans quel processus de votre SGI s'intègre l'habilitation du chargé d'exploitation du MIR telle que décrite dans la note précitée.
## C. Observations Sans Objet.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de division Signé par :
Éric ZELNIO |
INSSN-DRC-2022-0315%20 | Montrouge, le 7 octobre 2022 Référence courrier : CODEP-DRC-2022-039967 **Monsieur le directeur des projets**
déconstruction-déchets (DP2D) EDF SA 154 avenue Thiers 69548 Lyon Objet : EDF DP2D - Services centraux Lettre de suite de l'inspection du 22 mars 2022 sur le thème « AIP et EIP »
N° dossier : Inspection noINSSN-DRC-2022-0315 du 22 mars 2022
## Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Note n o D455521006775 d'EDF relative au guide d'identification des EIP et exigences définies afférentes, pour les INB en phase de démantèlement
[3] Note n o D455518022951 d'EDF relative aux principes d'identification des AIP relatives aux INB de la DP2D
[4] Note n o D455519005817 d'EDF relative à l'application des principes d'identification des AIP - liste des AIP communes aux INB de la DP2D
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 des services centraux de la direction des projets déconstruction-déchets (DP2D) d'EDF a eu lieu le 22 mars 2022, sur le thème des activités et éléments importants pour la protection (AIP et EIP). 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'ASN a mené trois inspections en janvier et en mars 2022 afin de réaliser un état des lieux de la gestion des AIP et des EIP mis en œuvre par la DP2D dans les installations pour lesquelles elle a la responsabilité d'exploitant nucléaire. Deux inspections ont eu lieu au sein des INB nos 46 (SaintLaurent A) et 163 (Chooz A) et une inspection a eu lieu au sein des services centraux de la DP2D.
La présente lettre de suite porte sur les constats réalisés par l'équipe d'inspecteurs qui s'est rendue dans les locaux de la DP2D le 22 mars 2022. L'inspection avait pour objectif d'examiner le référentiel de la DP2D sur le thème des AIP et des EIP tels que définis dans l'arrêté du 7 février 2012 [1], ainsi que son déploiement dans les INB pour lesquelles la DP2D a la responsabilité d'exploitant nucléaire. Les inspecteurs ont tout d'abord analysé le processus défini par la DP2D dans le guide [2], élaboré en 2022, afin d'identifier les EIP et les exigences définies afférentes au sein des installations en démantèlement. Les directives de la DP2D pour l'élaboration de la liste de ces EIP, telle qu'exigée par l'article 2.5.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [1], ont également été examinées. Par la suite, les inspecteurs ont contrôlé le référentiel de la DP2D relatif aux AIP ([3], [4]), en particulier la démarche d'accompagnement mise en œuvre par la DP2D auprès des INB pour l'intégration des exigences réglementaires afférentes aux AIP dans les dossiers d'intervention des prestataires en charge d'activités sous-traitées. Enfin, l'inspection s'est conclue par l'analyse de l'implication de la DP2D dans le processus de gestion des écarts au sens de l'arrêté du 7 février 2012 [1]. Tout au long de l'inspection, les constats relevés au préalable lors des inspections des INB nos 46 et 163 portants sur la même thématique ont notamment été abordés.
Au vu de cet examen, les inspecteurs ont souligné l'ensemble des actions engagées par la DP2D pour homogénéiser et consolider le processus d'identification des EIP, en particulier par l'intermédiaire du guide élaboré par la DP2D en 2022 [2], le processus de traitement des écarts ainsi que le processus d'intégration des exigences de la DP2D relatives à la gestion des AIP dans les documents contractuels des activités sous-traitées. La mise en œuvre concrète de ces actions devrait à l'avenir permettre de répondre à certains des constats relevés lors des inspections des INB n os 46 et 163.
Le déploiement d'outils numériques pour le suivi, d'une part, des matériels ayant le statut d'EIP dans les installations et, d'autre part, des critères opérationnels fixés par ces dernières permettant de s'assurer du respect des exigences définies afférentes à ces EIP, est également une bonne pratique identifiée lors de l'inspection. Ce déploiement devrait aboutir à une simplification documentaire du référentiel de chaque INB concernant les EIP, facilitant ainsi son utilisation, sa mise à jour, ainsi que son contrôle. La mise en œuvre de ces actions et leur efficacité seront vérifiées lors d'inspections futures. Toutefois, les inspecteurs ont constaté que la méthodologie d'identification des EIP pour certaines typologies d'équipement reste encore à conforter. Cela doit conduire la DP2D à s'interroger sur leur classement actuel au sein de ses installations.
Les inspecteurs estiment par ailleurs que l'accompagnement des sites réalisé par la DP2D pour l'élaboration de la liste des AIP d'une activité sous-traitée, qui se traduit par un dossier d'accompagnement identifiant des activités « génériques » [5] qui sont ensuite complétées, sur le plan opérationnel, par l'installation concernée, est perfectible. En effet, il est apparu lors de l'inspection que la DP2D ne réalise pas de suivi de l'exhaustivité et de la qualité des AIP qui sont définies par les prestataires retenus pour les activités sous-traitées. Les inspecteurs s'interrogent, par conséquent, sur le caractère exhaustif de la liste des AIP transmise par la DP2D à l'ASN dans les dossiers de demande de modification notable, en particulier les demandes soumises à autorisation de l'ASN au titre de l'article R. 593-56 du code de l'environnement.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
L'inspection n'a donné lieu à aucune demande à traiter prioritairement.
## Ii. Autres Demandes Identification Des Eip
Dans le cadre de l'étude du déploiement, au sein des INB, du guide élaboré par la DP2D en janvier 2022 pour l'identification des EIP [2], les inspecteurs ont contrôlé le compte-rendu de l'instance technique référentiel (ITR) du 6 octobre 2021 regroupant plusieurs entités d'EDF, dont la DP2D et des représentants des INB. Au cours de cette réunion, le guide élaboré par la DP2D [2] a été soumis à l'avis des entités d'EDF participants à cette instance. Il est apparu lors de cette réunion que la méthodologie d'identification des EIP, telle qu'explicitée dans le guide [2], ne permettait pas de répondre aux questions soulevées par les entités d'EDF sur le niveau de classement à retenir pour les matériels constitutifs des chaînes de détection et de transmission vers des alarmes EIP ou déclenchant un matériel EIP (détecteur, câble, actionneur, etc.). Le compte-rendu de l'instance, fourni aux inspecteurs, précise que ce point doit faire l'objet d'un travail complémentaire afin d'être intégré dans une version mise à jour du guide. Ce sujet rejoint le constat identifié lors de l'inspection du 17 mars 2022 dans l'INB no 163 relatif au non-respect d'une exigence définie pour un matériel EIP, en l'occurrence un filtre THE, engendré par la non acceptabilité d'un essai périodique sur un équipement non classé EIP, une vanne, participant pourtant au fonctionnement de ce filtre THE. Les inspecteurs se sont donc interrogés sur l'exhaustivité de la liste des EIP définie pour les INB dont la DP2D a la responsabilité d'exploitant nucléaire.
Demande II.1 : Indiquer **à quelle échéance le travail complémentaire engagé par la D2PD sur la** méthodologie d'identification des EIP sera réalisé, puis transmettre les résultats obtenus, et enfin évaluer les conséquences potentielles sur la liste d'EIP des INB dont la DP2D **a la responsabilité**
d'exploitant nucléaire, telle qu'exigée par l'article 2.5.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [1].
## Liste Des Aip
Les inspecteurs ont étudié la démarche d'accompagnement de la DP2D pour l'élaboration des AIP d'une activité sous-traitée dans une installation. Cette démarche repose sur la fourniture, par la DP2D, de dossiers d'accompagnement qui sont ensuite déclinés par le prestataire, sur le plan opérationnel, dans des dossiers de réalisation de l'activité, lesquels sont approuvés par l'installation.
Conformément aux principes d'identification des AIP relatives aux INB de la DP2D [3], un prestataire peut définir des AIP complémentaires aux AIP génériques définies par la DP2D [4]. Ces activités supplémentaires sont, le cas échéant, validées par l'installation sans en informerla DP2D. Or il apparaît que, dans le cadre du processus lié aux modifications notables, en particulier celles soumises à autorisation de l'ASN au titre de l'article R. 593-56 du code de l'environnement, la DP2D, qui pilote l'élaboration du dossier associé, transmet à l'ASN une demande reposant sur le dossier d'accompagnement de l'activité qui ne contient pas les éventuelles AIP complémentaires identifiées par le prestataire retenu. Demande II.2 : Indiquer comment, dans le cas où un prestataire identifie des AIP complémentaires à celles retenues **par la DP2D lors de la transmission d'un dossier de modification notable,**
l'exploitant s'assure de la cohérence de ces éléments complémentaires avec la démonstration de sûreté produite par la DP2D à l'appui du dossier. **En tirer les conséquences, le cas échéant, sur** l'exhaustivité du processus d'identification des AIP pour les INB exploitées par la DP2D **[3], [4].**
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, et selon les modalités d'envois figurant ci**-dessous,** de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées et répondre aux demandes. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le directeur-adjoint des déchets, des installations de recherche et du cycle, Signé Igor SGUARIO |
INSSN-DRC-2022-0316 | Montrouge, le 7 octobre 2022 Référence courrier : CODEP-DRC-2022-039698 **Monsieur le directeur du site en**
déconstruction de Chooz A CNPE de Chooz BP 174 08600 Chooz Objet : Contrôle des installations nucléaires de base INB no 163 - Chooz A
Lettre de suite de l'inspection du 17 mars 2022 sur le thème « AIP et EIP »
N° dossier : Inspection n° INSSN-DRC-2022-0316 du 17 mars 2022
## Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Note n o DP2D201800410 d'EDF relative aux modalités de gestion des anomalies, constats, écarts et non-conformités à la DP2D
[3] Note n o D455517017586 d'EDF relative aux principes de gestion et de réalisation des essais périodiques RGE - RGSE des sites de la DP2D
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 de l'installation nucléaire de base no 163 de Chooz A,
en démantèlement, a eu lieu le 17 mars 2022 sur le thème des éléments et activités importants pour la protection (EIP, AIP). 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'ASN a mené trois inspections en janvier et en mars 2022 afin de réaliser un état des lieux de la gestion des EIP et des AIP mise en œuvre par la direction des projets déconstruction-déchets (DP2D) dans les installations pour lesquelles elle exerce la responsabilité d'exploitant nucléaire. Deux inspections ont eu lieu au sein des INB nos 46 (Saint-Laurent A) et 163 (Chooz A) et une inspection a eu lieu au sein des services centraux de la DP2D. La présente lettre de suite porte sur les constats réalisés par l'équipe d'inspecteurs qui s'est rendue sur le site de Chooz A le 17 mars 2022 afin d'examiner la gestion des EIP et des AIP par la structure en déconstruction du site, en application du référentiel défini par la DP2D. Les inspecteurs ont consacré la matinée à l'identification dans l'installation des éléments classés en tant qu'EIP dans le référentiel documentaire de l'INB, à la fois dans les cavernes réacteur (caverne HR) et auxiliaires (caverne HK), dans les galeries d'accès aux cavernes, ainsi que dans la station de traitement des effluents (STE). Ils se sont également entretenus avec des représentants du prestataire chargé des activités de gestion des déchets concernant les activités identifiées comme AIP relatives à cette prestation. Par la suite, les inspecteurs ont examiné en salle le suivi opérationnel du respect des exigences définies (ED) de certains EIP, à travers le processus de réalisation des essais périodiques associés (EP), puis ont contrôlé par sondage la gestion des constats et des écarts relatifs aux EIP et aux AIP. Ils ont enfin examiné les modalités d'intégration des AIP et de leurs exigences définies dans les documents opérationnels utilisés lors de la mise en œuvre des activités sous-traitées. Au vu de cet examen, les inspecteurs ont souligné la rigueur du suivi opérationnel dans l'installation des équipements classés EIP ainsi que de leurs ED. Toutefois, les inspecteurs ont constaté que la gestion des écarts concernant des EIP et des AIP devait être améliorée afin de répondre à la réglementation en vigueur. Les inspecteurs ont également relevé que certaines exigences du système de gestion intégré de l'exploitant, relatives à la gestion des EIP et des AIP, devraient être consolidées dans la documentation opérationnelle utilisée par la structure en déconstruction. Ces derniers concernent notamment le processus d'acceptabilité des EP en lien direct ou indirect avec des EIP, ainsi que l'identification et le suivi des AIP par les prestataires chargés des activités sous-traitées.
## I. Demandes A Traiter Prioritairement
L'inspection n'a donné lieu à aucune demande à traiter prioritairement.
## Ii. Autres Demandes Gestion Des Écarts
Les inspecteurs ont procédé à une analyse par échantillonnage, dans l'outil Caméléon, de fiches de constats en lien avec des EIP et des AIP.
Conformément à la note d'organisation relative aux modalités de gestion des anomalies, constats, écarts et non conformités à la DP2D [2], lorsque la caractérisation d'un constat conduit à identifier le non-respect d'une exigence définie afférente à un EIP, alors ce dernier doit être traité comme un écart au sens de l'arrêté du 7 février 2012 [1], appelé « écart aux intérêts protégés » (EAI). Les articles du chapitre VI de l'arrêté susmentionné s'appliquent alors pour la gestion de cet écart. Or, en étudiant un EP évalué comme non satisfaisant sur un matériel non EIP du système de ventilation EVR (capteur 5EVR120MP) mais entraînant le non-respect d'une exigence définie sur le matériel EIP associé pour l'extraction des cavernes HR et HK (filtres THE 5EV109FA), les inspecteurs ont constaté qu'aucun EAI n'avait été ouvert dans l'outil Caméléon à la suite du constat renseigné relatif à l'EP. Il a par ailleurs été relevé que la fiche de constat dans l'outil ne fait aucun lien avec le matériel EIP
concerné. Les inspecteurs ont également noté que l'outil Caméléon ne permet ni d'identifier directement les EAI, ni d'identifier les constats en lien avec des EIP. Demande II.1 : P**rendre toutes les dispositions pour détecter l'intégralité des écarts relatifs aux EIP**
et assurer le traitement de ces derniers conformément aux articles 2.6.1 à 2.6**.5 de l'arrêté du** 7 février 2012 [1], avec la traçabilité adéquate dans l'outil Caméléon. Indiquer les actions retenues le cas échéant. Concernant l'AIP de ferraillage de la rétention d'un évaporateur en cours d'installation lors de l'inspection, les inspecteurs ont également relevé qu'un constat de non-respect du plan de ferraillage avait été ouvert dans l'outil Caméléon depuis plus de 15 jours à la date de l'inspection. Or ce constat correspondait de manière évidente au non-respect d'une exigence définie de l'AIP concernée, et donc à un EAI non caractérisé comme tel à la date de l'inspection. Demande II.2 : Analyser la défaillance identifiée dans le processus du **système de gestion utilisé** pour la caractérisation des constats en EAI afin que, conformément à l'arrêté du 7 février 2012 [1], les écarts soient détectés dans les plus brefs délais et traités. Transmettre **le résultat de cette** analyse et le plan d'action associé le cas échéant.
## Acceptabilité Des Essais Périodiques Réalisés
Lors de l'étude des EP relatifs aux matériels de la ventilation EVR mentionnés précédemment, les inspecteurs ont constaté que les fiches d'acceptabilité des EP utilisés par les agents de la structure de déconstruction n'étaient pas conformes aux principes de gestion et de réalisation des essais périodiques des sites de la DP2D [3], d'application directe sur chacune des INB concernées, en particulier pour l'INB no 163.
Demande II.3 : Indiquer si ce constat a une incidence sur l'évaluation du respect des exigences définies associées aux EIP de l'installation **et présenter les actions correctives qui pourraient être** identifiées et mises en œuvre.
## Aip Sous-Traitées
Les inspecteurs ont étudié par échantillonnage les documents relatifs aux AIP des prestataires chargés d'activités sous-traitées, en particulier pour les travaux préparatoires au démantèlement de la STE.
Il a été constaté, dans les documents d'identification des AIP produits par les prestataires, des hétérogénéités dans la prise en compte des AIP génériques définies par la DP2D pour l'ensemble des activités réalisées sur les INB dont elle a la responsabilité d'exploitant nucléaire. Cela concerne en particulier l'AIP générique de conditionnement des déchets. La consultation de documents de suivi d'intervention (DSI) des prestataires pour plusieurs chantiers a également montré des hétérogénéités dans la traçabilité du suivi de la réalisation des AIP et du respect de leurs ED. Demande II.4 : S'assurer que les règles appliquées pour **l'identification et le suivi des AIP par les** prestataires retenus pour les chantiers sous-traités soient homogènes **à l'ensemble des activités** réalisées dans l'installation et s'**assurer que les documents opérationnels utilisés par les** prestataires pour ces activités permettent bien de tracer la correcte réalisation des AIP associées et le respect de leurs ED.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, et selon les modalités d'envois figurant ci**-dessous,** de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées et répondre aux demandes. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous rappelle par ailleurs qu'il est de votre responsabilité de traiter l'intégralité des constatations effectuées par les inspecteurs, y compris celles n'ayant pas fait l'objet de demandes formelles. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le directeur-adjoint des déchets, des installations de recherche et du cycle, Signé Igor SGUARIO |
INSSN-LYO-2022-0452 | Lyon, le 11 avril 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-018455 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-2022-0452 du 23 mars 2022 Thème : « R.5.5 Maintenance - Préparation de l'arrêt du réacteur 3 »
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-0444 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires à eau sous pression Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 23 mars 2022 sur la centrale nucléaire du Bugey sur le thème « R.5.5 Maintenance - Préparation de l'arrêt du réacteur 3 ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème de la maintenance et plus particulièrement le programme de maintenance du réacteur 3 en vue de son prochain arrêt de type visite partielle. Les inspecteurs se sont particulièrement intéressés au traitement des écarts de conformité (EC), à la prise en compte du retour d'expérience issu d'autres réacteurs du parc nucléaire d'EDF, à la réalisation de certaines activités prévues sur le cycle de fonctionnement du réacteur 3 avant son arrêt, aux équipements importants pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement
[1] concernés par des plans d'action (PA) et, enfin, aux activités prévues pour réduire le débit de fuites primaires. Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que l'exploitant a établi un programme de maintenance des équipements importants pour la protection (EIP) des intérêts globalement satisfaisant. Toutefois, le traitement de certains écarts affectant des EIP mérite d'être anticipé, en particulier le contrôle de l'accouplement des pompes repérées 3 RIS 001 et 002 PO du système d'injection de sécurité qui devra être réalisé lors du prochain arrêt du réacteur 3 conformément à la demande des services centraux d'EDF. De plus, les écarts relevés concernant les supportages des lignes auxiliaires des pompes des circuits d'injection de sécurité (RIS), d'aspersion de secours de l'enceinte (EAS) et de contrôle volumétrique et chimique (RCV) devront être caractérisés dans les meilleurs délais. Enfin, l'inspection a mis en évidence que le dossier de présentation de l'arrêt (DPA)
n'était pas suffisamment précis ou complet sur certains sujets.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Contrôle du freinage de la visserie des matériels MQCA détectés sur le périmètre de la DP 331
(EC 484)
Lors de l'inspection, vous avez présenté aux inspecteurs un point d'avancement des contrôles du freinage de la visserie des matériels qualifiés aux conditions accidentelles (MQCA), prescrits par la demande particulière (DP) n° 331 de vos services centraux, et plus particulièrement ceux concernant les pompes repérées 3 RIS 001 et 002 PO, 3 EAS 001 et 002 PO et 3 RCV 001, 002 et 003 PO. Pour les pompes repérées 3 RIS 001 et 002 PO, vous avez programmé le contrôle de l'accouplement lors de la 4 ème visite décennale du réacteur 3 en 2023 alors que l'indice 5 de la DP 331 du 27 décembre 2021 prescrit ce contrôle au plus tard de l'arrêt 3P32 de 2022. Vous avez précisé aux inspecteurs que l'indice 5 de la DP 331 du 27 décembre 2021 a été examiné dans votre instance d'analyse du prescriptif entrant le 10 février 2022 sans que l'exigence d'anticipation du contrôle des accouplements des pompes repérées 3 RIS 001 et 002 PO ne soit identifiée.
Demande A1 **: Je vous demande de réaliser le contrôle de l'accouplement des pompes repéré**es 3 RIS 001 et 002 PO lors de l'arrêt 3P32 du réacteur 3 et tel que prescrit par la DP **331 indice 5.** Demande A2 **: Je vous demande d'analyser les raisons ayant conduit à ne pas identifier l'impact**
de la DP **331 indice 5 sur le programme de l'arrêt 3P32 lors de son examen dans votre instance**
d'analyse du prescriptif entrant, le **10 février 2022. Vous m'informerez des conclusions de votre** analyse. Extension du contrôle des supportages des lignes auxiliaires des pompes RIS BP, EAS et RIS HP
(RCV) (EC 446)
Le contrôle des supportages des lignes auxiliaires des pompes repérées 3 RIS 001 et 002 PO,
3 EAS 001 PO et 3 RCV 001, 002 et 003 PO a été réalisé fin 2021. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que la réalisation de ce contrôle n'a pas été tracée dans un ordre de travail ni par un PA
mais que des remises en conformité sont prévues au cours de l'arrêt 3P32 en 2022 sur les pompes repérées 3 RIS 001 PO, 3 EAS 001 PO et 3 RCV 001, 002 et 003 PO. Les inspecteurs ont constaté qu'aucune caractérisation des écarts détectés n'a été initiée par l'exploitant à l'issue du contrôle réalisé fin 2021, ce qui est contraire aux dispositions de l'article 2.6.2 de l'arrêté en référence [2] qui 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. 5931 du code de l'environnement […] » et du courrier référencé D455019004872 de vos services centraux relatif à ces contrôles qui précise que « les *constats qui seront éventuellement détectés à cette occasion* seront caractérisés et traités selon le référentiel en vigueur ».
Demande A3 **: Je vous demande de procéder dans les plus brefs délais à l'examen des écarts** détectés lors du contrôle des supportages des lignes auxiliaires des pompes repérées 3 RIS **001**
et 002 PO, 3 EAS 001 PO et 3 RCV 001, 002 et 003 **PO réalisé fin 2021, conformément aux**
dispositions de l'article 2.6.2 de l'arrêté en référence [2]. Vous me ferez part de la conclusion de cet examen.
Demande A4 : Je vous demande d'analyser les raisons ayant conduit à ne pas initier la caractérisation de ces écarts après leur détection. Vous m'indiquerez les actions correctives prises pour éviter le renouvellement d'une telle situation. Le cas échéant, **vous vous positionnerez**
sur la déclaration d'un événement significatif pour la sûreté.
## Pa N° 173512 Concernant Le Ventilateur Repéré 3 Lhh 071 Zv
Ce PA, ouvert le 25 février 2020, formalise l'installation d'une hélice différente de celle d'origine sur le ventilateur repéré 3 LHH 071 ZV, du fait de l'obsolescence du modèle d'origine. Le ventilateur repéré 3 LHH 071 ZV étant un MQCA, l'utilisation d'un modèle différent doit faire l'objet d'une validation de sa qualification par vos services centraux. Lors de l'inspection, vos représentants ont précisé ne pas avoir de visibilité sur l'échéance de validation de la qualification de l'hélice montée sur le ventilateur repéré 3 LHH 071 ZV, ni sur l'alternative d'approvisionnement d'un modèle d'hélice compatible et d'ores et déjà qualifié. Je considère que le délai de validation de la qualification de cette pièce de rechange ou de fourniture d'une pièce de rechange d'ores et déjà qualifiée est anormalement long s'agissant d'un équipement nécessaire au fonctionnement d'un groupe électrogène de secours à moteur diesel. Je vous rappelle que l'article 2.5.1-II de l'arrêté 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 ».
Demande A5 **: Je vous demande, en lien avec vos services centraux, de statuer sur la qualification**
de l'hélice du ventilateur repéré 3 LHH 071 **ZV au plus tard pour la divergence du réacteur 3 à** l'issue de l'arrêt 3P32, sauf à ce qu'elle soit remplacée avant cette échéance par une **pièce de**
rechange d'ores et déjà **qualifiée.**
## Pa N° 243705 Concernant Les Fosses De Collecte Sous Les Transformateurs Repérés 3 Ltp/Lts/Lta
Ce PA, ouvert le 21 octobre 2021, trace le retard de réalisation de la maintenance préventive des fosses de collecte situées sous les transformateurs principaux (TP), de soutirage (TS) et auxiliaire (TA). La maintenance préventive de ces ouvrages consiste en une inspection visuelle tous les 10 ans afin de s'assurer de leur étanchéité. Elle est prescrite par le programme de base de maintenance préventive (PBMP) référencé PB 900–AM 130-10 indice 0 décliné localement sur la centrale nucléaire du Bugey par le programme local de maintenance préventive (PLMP) référencé D5110PLMP16002.
Ces ouvrages n'ont jamais été contrôlés et la première visite devait être réalisée au plus tard le 2 mars 2020. Le contrôle de ces fosses nécessitant l'arrêt du réacteur, vous l'avez programmé lors de la 4ème visite décennale du réacteur 3 en 2023. Or, je relève que la fosse de collecte associée au transformateur de soutirage, repérée 3 HTS 0501 FW est un élément important pour la protection
(EIP) selon la liste des EIP du site, référencée D5110NT21033 indice 1. En effet, cette rétention a un rôle de rétention ultime et de protection de l'environnement en cas de fuite sur le transformateur de soutirage.
D'une part, l'article 2.5.1-II de l'arrêté 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 » et que « *des dispositions […] d'essais,*
de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celle-ci est nécessaire ». D'autre part, l'article 4.3.4-I de la décision n° 2013-DC-0360 de l'ASN du 16 juillet 2013 modifiée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base prévoit 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 […] des rétentions ».
Par conséquent, le retard dans la réalisation de la maintenance préventive de la fosse de collecte associée au transformateur de soutirage repérée 3 HTS 0501 FW n'est pas satisfaisant et cette activité doit être réalisée dans les meilleurs délais.
Demande A6 : Je vous demande de contrôler et de remettre en état si nécessaire la fosse de collecte associée au transformateur de soutirage repérée 3 HTS 0501 FW avant la fin de **l'arrêt**
3P32 du réacteur 3. De plus, vous vous positionnerez également sur le contrôle des fosses associées aux transformateurs principaux et auxiliaires du réacteur 3 lors de cet arrêt.
## Pa N° 89062 Concernant Les Pompes Repérées 3 Rpe 006, 007, 008, 011 Et 012 Po
Ce PA, ouvert 6 octobre 2017, trace le retard de réalisation de la maintenance préventive des pompes repérées 3 RPE 006, 007, 008, 011 et 012 PO. Ce retard porte sur les visites complètes de ces pompes prévues tous les 20 ans. Leur dernière visite complète a été réalisée entre 1997 et 1999. Le PA n° 89062 indique que les visites déjà réalisées sur les pompes repérées RPE 005, 006, 007, 008, 011 et 012 PO des 4 réacteurs du site ont mis en évidence des phénomènes de corrosion de la volute des pompes.
Vous avez indiqué aux inspecteurs que les visites complètes de ces pompes sont organisées en utilisant un parc limité en rotation permanente. Pour ces raisons vous estimez qu'il est compliqué d'effectuer la visite de plusieurs pompes en même temps, ce qui conduirait à une résorption lente du retard de réalisation de la maintenance préventive de ces pompes sur les 4 réacteurs du site.
Je considère que le retard dans la réalisation de la maintenance préventive des pompes repérées 3 RPE 006, 007, 008, 011 et 012 PO n'est pas satisfaisant eu égard aux dispositions de l'article 2.5.1-II
de l'arrêté en référence [2] susmentionnées et au retour d'expérience des visites précédemment réalisées sur ces pompes. Demande A7 : Je vous demande de mettre en œuvre un plan d'action ambitieux visant à réaliser les visites complètes des pompes repérées 3 RPE 006, 007, 008, 011 et 012 PO **au plus tard lors**
de la 4ème **visite décennale du réacteur 3 en 2023. Vous veillerez à anticiper cette échéance et me**
ferez part des actions engagées en ce sens ainsi que des échéances de réalisation des visites de chacune des pompes, **pour l'ensemble des réacteurs du site**.
PA n° 144607 concernant les moteurs repérés 3 SEB 005 à 008 MO assurant la rotation des filtres 3 SEB **005 à 008** FI
Ce PA, ouvert le 7 juin 2019, trace un écart de conformité relatif à la non-tenue au séisme des moteurs repérés 3 SEB 005 à 008 MO assurant la rotation des filtres 3 SEB 005 à 008 FI. Cet écart a conduit à la déclaration d'un événement significatif pour la sûreté classé au niveau 1 de l'échelle INES1. Des mesures compensatoires sont mises en œuvre depuis afin d'assurer l'intégrité de la voie B du souscircuit de refroidissement SEB eau brute en cas de séisme. Le rapport d'événement significatif référencé D455619054619 indice C prévoit le traitement définitif de cet écart de conformité au plus tard en mai 2024. Ce traitement consiste notamment en une modification des installations visant à garantir la tenue au séisme de certains composants des filtres rotatifs du sous-circuit SEB eau brute
(moteurs et lignes de chasse de ces filtres).
Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué qu'il était finalement envisagé de ne pas qualifier au séisme les moteurs repérés 3 SEB 005 à 008 MO et de pérenniser les mesures compensatoires actuellement mises en œuvre. Une telle solution conduirait à accepter durablement la perte de la voie A du sous-circuit de refroidissement SEB eau brute en cas de séisme, ce qui n'est pas conforme au rapport de sûreté du réacteur et aux conclusions du rapport d'événement significatif susmentionné. Demande A8 : Je vous demande de restaurer la tenue au séisme des moteurs repérés 3 SEB 005 à 008 MO assurant la rotation des filtres 3 SEB 005 à 008 FI au plus tard lors de la 4ème **visite**
décennale du réacteur 3 et en tout état de cause avant fin mai 2024.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Contrôle Et Résorption Des Défauts De Connexion Des Cosses Faston (Ec 417 Et Ec 511)
Lors de l'inspection, vous avez présenté aux inspecteurs les contrôles prévus au cours de l'arrêt dans le cadre des écarts de conformité (EC) génériques nos 417 et 511, relatifs aux défauts de connexion des cosses FASTON. Outre les contrôles mentionnés dans le DPA sous l'ordre de travail n° 03311853 concernant les tableaux électriques des systèmes LHB, LLB, LLR, LLF et LLZ, vous avez précisé qu'il reste également à contrôler la cellule 04 du tableau électrique repéré 3 LHB 001 TB sous la tâche d'ordre de travail n° 03318711-01, contrôle ne figurant pas dans le DPA.
Les inspecteurs ont confronté ces informations à celles recueillies lors du précédent arrêt programmé du réacteur 3 durant lequel un bilan détaillé au 12 novembre 2020 avait été transmis. Selon ce bilan, les contrôles restants à réaliser sur le réacteur 3 au plus tard lors de l'arrêt de type visite partielle de 2022 concernaient les tableaux électriques des systèmes LHB, LLB, LLR et LLF
sous l'ordre de travail n° 03311853, la cellule 04 du tableau électrique repéré 3 LHB 001 TB sous la tâche d'ordre de travail n° 03318711-01 et la cellule 02B07 du tableau électrique repéré 3 LLF 001 TB
sous la tâche d'ordre de travail n° 03318711-25. Enfin, selon ce bilan au 12 novembre 2020, l'ensemble des contrôles sur le système LLZ du réacteur 3 étaient soldés. Demande B1 : Je vous demande de clarifier et **détailler les contrôles prévus au cours de l'arrêt**
3P32 du réacteur 3 dans le cadre des EC nos 417 et 511 relatifs aux défauts de connexion des cosses FASTON. Vous préciserez notamment quand ont été réalisés ou sont programmés les contrôles de la cellule 02B07 du tableau électrique repéré 3 LLF 001 TB et sur le système LLZ.
## Défauts De Fixation Des Torons De Câblage Sur Les Portes Des Armoires De Sous-Tranches (Ec 499)
Lors de l'inspection, vous avez présenté aux inspecteurs un point d'avancement des contrôles de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires de sous-tranches, prescrits par la demande particulière (DP) n° 354. Le DPA 3P32 ne mentionne aucun contrôle en lien avec cet écart. Ce point a été effectué avec les deux services de maintenance majoritairement concernés par cet écart et n'est donc pas exhaustif dans la mesure où certains matériels visés par la DP n o 354 concernent d'autres services. Les contrôles sont principalement prévus avant l'arrêt 3P32 du réacteur 3 et ont déjà débutés. Vous avez précisé que des remises en conformité sont programmées lors de l'arrêt.
Demande B2 **: Je vous demande de me transmettre un bilan détaillé des contrôles effectués avant**
l'arrêt 3P32 au titre de la DP n° **354 et des remises en conformité programmées lors de cet arrêt.**
Vous vous positionnerez également dans **la mise à jour du DPA prévue à l'article 2.2.1 de l'annexe**
à la décision [3] sur le fait de considérer l'EC n° **499 comme affectant le réacteur 3 du fait des**
défauts détectés.
## Pa N° 89687 Concernant La Pompe Repérée 3 Seb 004 Po
Ce PA, ouvert le 7 février 2018, trace que la hauteur manométrique totale (HMT) de la pompe repérée 3 SEB 004 PO était hors critère lors d'un essai périodique (EP). Cet essai annuel et associé à un critère de groupe B, consiste à s'assurer que le point de fonctionnement de la pompe se situe sur sa courbe caractéristique (HMT en fonction du débit) à plus ou moins 10 %. Vos représentants ont indiqué qu'un échange standard de la pompe a été réalisé sans avoir permis de traiter le problème.
Finalement, les formules de calcul de la HMT ont été modifiées par vos services centraux pour les pompes des circuits SEB, SEC et EAS eau brute des réacteurs de la centrale nucléaire du Bugey. Pour le réacteur 3, vous avez précisé que la gamme de cet EP sera modifiée en conséquence lors de la 4ème visite décennale du réacteur.
Demande B3 **: Je vous demande de préciser le cadre réglementaire applicable à cette**
modification de la formule de calcul de la HMT des pompes SEB des réacteurs de la centrale nucléaire du Bugey au regard des dispositions de la décision n° 2017-DC-0616 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base.
## Pa N° 214476 Concernant Le Capteur De Débit Repéré 0 Dvna 132 Ld
Ce PA, ouvert le 21 mars 2021, trace qu'un essai de requalification réalisé à la suite d'une intervention sur le registre de ventilation repéré 0 DVNa 038 VA était non satisfaisant. Cet essai visait à contrôler l'étanchéité des registres repérés 0 DVNa 036 et 050 VA et l'absence de débit sur le capteur repéré 0 DVNa 132 LD lors du basculement de la ventilation 0 DVNa du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) commun aux réacteurs 2 et 3 sur pièges à iode. L'étanchéité des registres repérés 0 DVNa 036 et 050 VA était satisfaisante mais un débit de 115 000 m3/h avait été relevé sur le capteur repéré 0 DVNa 132 LD. Les investigations menées vous conduisent à remettre en cause le bon fonctionnement du capteur repéré 0 DVNa 132 LD. L'essai avait finalement été soldé de manière satisfaisante en utilisant un capteur d'essai à la place du capteur repéré 0 DVNa 132 LD.
Les inspecteurs constatent que le contrôle de l'étanchéité des registres repérés DVNa 036 et 050 VA
est vérifié tous les mois dans le cadre d'un EP du chapitre IX des règles générales d'exploitation et qu'il est associé à un critère de groupe A. Le tableau récapitulatif des EP du système DVNa référencé EMEFC091090 indice F précise en observation s'agissant de ce contrôle qu'il consiste à vérifier le bon état des joints des registres et que le débit est nul sur le capteur DVNa 132 LD. Vos représentants ont indiqué que cet EP est désormais réalisé en utilisant un capteur d'essai à la place du capteur repéré 0 DVNa 132 LD. En revanche, vous n'avez pas été en mesure de préciser l'échéance du remplacement du capteur repéré 0 DVNa 132 LD par un modèle adapté. Demande B4 : Je vous demande de m'indiquer l'échéance de remplacement du cap**teur repéré**
0 DVNa 132 LD par un modèle adapté, de préciser si la gamme de l'EP **de contrôle de l'étanchéité**
des registres repérés 0 DVNa 036 et 050 **VA a été modifiée pour prévoir explicitement**
l'utilisation d'un capteur d'essai à la place du capteur repéré 0 DVNa 132 LD et si le capteur équivalent du circuit de ventilation 9 **DVNa du BAN commun aux réacteurs 4 et 5 est également**
affecté de la même problématique. Le cas échéant, vous vous positionnerez sur une modification de la gamme de l'EP de contrôle de l'étanchéité des registres repérés DVNa 036 et 050 **VA des**
tranches 0 et 9 dans l'attente du remplacement des capteurs repérés DVNa 132 LD.
## Pa N° 146286 Concernant L'Échangeur Repéré 3 Rra 001 Rf
Ce PA, ouvert le 20 juin 2019, trace un défaut d'étanchéité de la bride de calandre de l'échangeur repéré 3 RRA 001 RF. Cette fuite concerne l'eau de refroidissement du circuit de refroidissement intermédiaire (RRI) sans que son débit ne remette en cause le fonctionnement du circuit. Le PA
prévoyait toutefois une surveillance du débit de fuite lors de l'arrêt du réacteur 3 en 2020. Or, cette surveillance n'a pas été tracée dans le PA et le DPA ne prévoit pas que ce PA soit mis à jour au cours de l'arrêt 3P32 du réacteur 3 à venir. Je considère qu'il convient d'assurer une surveillance de cette fuite afin de statuer sur son éventuelle évolution et sur la nécessité d'intervenir lors de l'arrêt. De plus, vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser l'échéance de résorption de cette fuite.
Demande B5 : Je vous demande de me transmettre le PA n° **146286 mis à jour à la suite de la**
surveillance de la fuite au niveau de la bride de calandre de l'échangeur repéré 3 RRA 001 RF effectuée lors du précédent arrêt du réacteur 3 (arrêt 3R31) et au début de l'arrêt 3P32 du **réacteur**
3. Vous vous engagerez sur **l'échéance de résorption de cette fuite.**
## Pa N° 142398 Concernant Le Moteur Repéré 3 Rcv 003 Mo
Ce PA, ouvert le 24 mai 2019, trace le dépassement d'un critère de groupe B relatif au niveau vibratoire du moteur lors d'un EP. Il indique qu'une intervention était prévue lors du précédent arrêt du réacteur 3 en 2020. Vos représentants ont indiqué que l'intervention a bien été réalisée mais que le PA n'a pas été mis à jour en conséquence.
Demande B6 : Je vous demande de me transmettre le PA n° **142398 mis à jour à la suite de**
l'intervention réalisée pour réduire le niveau vibratoire du moteur repéré 3 RCV 003 MO.
## Pa N° 217023 Concernant Le Groupe Frigorifique Repéré 3 Dcc 005 Gf
Ce PA, ouvert le 7 avril 2021, trace une fuite sur le condenseur du groupe frigorifique repéré 3 DCC 005 GF. Vos représentants ont indiqué que la fuite a été réparée. Malgré cette réparation, une autre fuite s'est produite sur le même équipement. Aussi, vous avez décidé de procéder au remplacement de ce condenseur mais êtes en attente d'un condenseur neuf. Vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser l'échéance d'approvisionnement d'un condenseur neuf de remplacement.
Demande B7 **: Je vous demande de préciser l'échéance de remplacement du condenseur du** groupe frigorifique repéré 3 DCC 005 GF.
## C. Observations C.1 Mise À Jour Du Dossier De Présentation De L'Arrêt
7 C.1 Lors de l'inspection, vous avez indiqué aux inspecteurs que le DPA sera complété ou corrigé sur certains points conformément aux échanges entre les inspecteurs et vos représentants, dans le cadre de sa mise à jour prévue à l'article 2.2.1 de l'annexe à la décision en référence [3]. Je prends note de cet engagement qui concerne notamment les points suivants :
- correction de l'erreur concernant le tandem de soupapes concerné par la modification référencée PNPP 0595 ;
- actualisation du § 9.3 relatif à la mise à jour des plans et des autres dossiers constituant les dossiers de référence du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux ;
- intégration du nettoyage préventif des générateurs de vapeur dans la liste des interventions notables prévues au cours de l'arrêt ;
- ajout du taux de bouchage des générateurs de vapeur concernant l'état du faisceau tubulaire des GV ;
- précision du classement des interventions sur les équipements sous pression nucléaires listés en annexe 5.
Vous voudrez bien me faire part sous un **mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-LYO-2022-0358 | Lyon, le 24 mars 2022 Réf. : CODEP-LYO-2022-014230 **Monsieur le directeur**
Orano CE Tricastin BP 16 26701 PIERRELATTE cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano Chimie-Enrichissement - usine Philippe Coste Inspection n° INSSN-LYO-2022-0358 du 15 mars 2022 Thème : Contrôle commande : mesures de maîtrise des risques Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Décision ASN n° CODEP-LYO-2021-019313 du 26 avril 2021 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base prévu en référence [1] aux articles L. 596-1 et suivants du code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 9 mars 2022 à l'usine Philippe Coste (INB n°105) exploitée par Orano Chimie Enrichissement, implantée sur le site nucléaire du Tricastin sur le thème
« Maintenance ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspectrices.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 15 mars 2022 portait sur l'organisation et les modalités mises en place par l'exploitant pour assurer la disponibilité et la fiabilité de ses mesures de maîtrise des risques (MMR) valorisées dans les études de dangers du site. Pour ce faire, les inspectrices ont examiné l'organisation mise en place pour la réalisation de la maintenance préventive, le suivi des écarts affectant les MMR ainsi que la réalisation des contrôles et essais périodiques et la surveillance réalisée sur ces activités. Elles ont également examiné les bilans annuels requis au chapitre 8.8 de la décision en référence [2]. Elles se sont également rendus au niveau de la station de traitement des effluents à l'unité 68 où se déroulent des essais d'un prototype de traitement des effluents.
Il ressort de cette inspection que l'organisation mise en place pour le suivi des MMR est satisfaisante. Les inspectrices notent que les contrôles et essais périodiques sont correctement réalisés et les éventuelles non-conformités sont suivies de manière hebdomadaire. De même, les inspectrices soulignent la qualité du contrôle de premier niveau réalisé annuellement sur les MMR. Cependant, les inspectrices estiment que la surveillance des activités réalisées sur des MMR doit être augmentée. De plus, les inspectrices ont relevé que le bilan annuel réalisé sur le système de sécurité (SIS) est en cours de consolidation suite au démarrage progressif des installations et n'identifie pas les parties du SIS
spécifiques aux MMR.
## A. Demandes D'Actions Correctives 2 Organisation De La Surveillance
Les inspectrices ont examiné les actions de surveillance menées sur les activités réalisées sur des MMR. Elles ont noté qu'en 2021 seulement deux actions de surveillance sur les 21 menées sur l'usine de Philippe Coste, ont été menées sur les activités réalisées sur des MMR. Or, dans le référentiel de l'usine de Philippe Coste, qui est une installation classée pour la protection de l'environnement, les MMR sont le pendant des équipements importants pour la protection au titre de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base.
Lors de l'inspection, il a été indiqué qu'un travail est en cours afin de recentrer les actions de surveillance sur les activités réalisées sur des MMR en 2022.
Demande A1 : Je vous demande de revoir le plan de surveillance de l'usine Philippe Coste afin de cibler les actions de surveillance sur les activités réalisées sur des MMR.
## Bilan Annuel Du Système De Sécurité (Sis)
Les inspectrices ont examiné le bilan annuel du système de sécurité réalisé pour l'année 2020. Celui-ci est réalisé pour l'ensemble des unités de l'installation et ne distingue pas les parties du SIS liées aux MMR. Or, la part du SIS liée aux MMR étant très faible par rapport à l'ensemble du SIS, ses problèmes spécifiques et les actions correctives à mettre en place ne ressortent pas suffisamment du bilan.
Comme la décision en référence [2] demande un bilan et des actions correctives uniquement sur la partie du SIS liée aux MMR, il apparaît nécessaire d'identifier clairement les problématiques et les actions correctives spécifiques à cette partie du SIS.
Demande A2 : Je vous demande de revoir **la structure du bilan annuel du SIS afin d'identifier**
clairement les parties liées **au MMR ainsi que les actions correctives les concernant.**
## B. Demandes D'Informations Complementaires Fiche D'Information « Fast Action » (Fifa)
Les inspectrices ont consulté les fiches d'information « fast action » ouvertes en 2021 sur les MMR. Sur les rétentions des cuves d'acide fluorhydrique de l'unité 61 sont disposées des grilles de manière à limiter l'évaporation d'acide fluorhydrique en cas d'épandage. Suite au contrôle triennal d'une de ces rétentions, il a été constaté l'absence de plusieurs grilles. Les grilles restantes permettant de recouvrir plus de 75% de la surface de la rétention et donc de respecter l'exigence définie cependant, une FIFA a été ouverte et de nouvelles grilles ont été commandées. L'exploitant a indiqué que, lors de la remise en place des grilles après le contrôle d'étanchéité de la rétention, certaines grilles ont pu être superposées. Un contrôle au plus près de la remise en place des grilles aurait sans doute permis de détecter ces superpositions. Demande B1: **Je vous demande de nous indiquer quelle mesure vous allez mettre en place afin**
d'éviter qu'une telle situation se reproduise.
## C. Observations 3
Sans objet Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN.
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de division Éric ZELNIO
Signé par 4 |
INSSN-OLS-2022-0650 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-020894 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Dampierre-enBurly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE
Orléans, le 26 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n° 84 - réacteur n° 2 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0650 du 22 mars 2022 Thème « Vérification de la conformité pour la quatrième visite décennale du réacteur n° 2 »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 22 mars 2022 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « vérification de la conformité pour la quatrième visite décennale du réacteur n° 2 ». Celle-ci a été complétée par un examen documentaire réalisé à distance le 25 avril 2022 des éléments que vous avez transmis par courriel en date du 15 avril 2022 en réponse à une demande formulée lors de l'inspection du 22 mars 2022.
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 du suivi des quatrièmes visites décennales des réacteurs du palier 900 MWe, l'ASN a défini un plan de contrôle établi sur la base des deux objectifs du réexamen périodique défini à l'article L. 593-18 du code de l'environnement que sont la vérification de la conformité des installations au référentiel de sûreté et la réévaluation de sûreté. Ce plan concerne notamment les actions (travaux et actions de vérification) menées par EDF avant la quatrième visite décennale lorsque le réacteur est en fonctionnement ainsi que celles réalisées pendant la visite décennale.
L'inspection du 22 mars 2022 entre dans le cadre du plan de contrôle précité et a porté sur le thème « vérification de la conformité » du réacteur n° 2 du CNPE de Dampierre-en-Burly, dont la quatrième visite décennale débutera en avril 2022. Cette inspection visait ainsi à examiner les méthodes déployées par le site (examen de conformité de tranche - ECOT - et « démarche innovante ») pour vérifier la conformité des installations du réacteur n° 2 à leur référentiel.
Les inspecteurs ont ainsi examiné l'état d'avancement du déploiement de la démarche nationale ECOT pour le réacteur n° 2 et ont procédé à des vérifications de conformité au niveau des locaux associés au réacteur n° 2 abritant :
- les pompes et la bâche des circuits d'alimentation de secours des générateurs de vapeur
(ASG) ;
- les groupes électrogènes de secours (LHP et LHQ) ; - les pompes et les galeries des circuits d'eau brute secourue (SEC) ; - les échangeurs entre le système de refroidissement intermédiaire RRI et le circuit SEC.
De cette inspection, il ressort un pilotage général satisfaisant par le site de la thématique ECOT, avec une attention particulière et un pilotage spécifique portés à la thématique « ancrage et supportage » au regard du retour d'expérience acquis sur le réacteur n° 1. L'examen des notes de synthèse ECOT VD4 sur les thèmes EIPI (éléments importants pour la protection vis-à-vis des inconvénients) et MLC (matériels locaux de crise) a permis de mettre en évidence la nécessité de les mettre à jour et de vérifier l'exactitude des informations qui y sont mentionnées. Concernant les contrôles réalisés au titre de la « démarche innovante », les inspecteurs notent qu'une extension du périmètre de contrôle a été décidée par la société EDF suite au retour d'expérience des premières inspections menées sur cette thématique sur le parc nucléaire français, ce qui constitue un point satisfaisant. L'ASN constate toutefois que plusieurs anomalies détectées par les inspecteurs n'ont pas été relevées par vos équipes lorsque celles-ci ont mené ces contrôles fin 2021 et plusieurs points à examiner définis par vos services centraux n'ont pas pu être contrôlés sur le terrain en raison soit de l'inexistence de certains matériels sur le site de Dampierre, soit d'un repérage fonctionnel différent entre les matériels à contrôler et leur identification sur le terrain. Il convient en conséquence de tirer le retour d'expérience de cette inspection, ainsi que de celle menée en mars 2021 sur le réacteur n° 1, dans le cadre des contrôles qui seront à mener sur les réacteurs n° 3 et 4 dont les quatrièmes visites décennales seront réalisées en 2023 et 2024.
## A. Demandes D'Actions Correctives Démarche Innovante
La « démarche innovante » est la réponse de l'exploitant EDF à la demande dite CONF1 formulée par l'ASN dans son courrier référencé CODEP-DCN-2016-007286 d'avril 2016 au sujet des orientations génériques du quatrième réexamen périodique des réacteurs du palier 900 MWe. La demande CONF1 était la suivante : « *Au regard des écarts de conformité récemment caractérisés* affectant différents types de matériels, l'ASN vous demande d'étendre le périmètre et les contrôles que vous proposez en matière de vérification de la conformité des installations ». La société EDF a ainsi proposé une démarche de contrôles visuels sur des matériels EIP ciblés, avec une vision transverse (contrôles réalisés par des équipes pluridisciplinaires), pour s'assurer de leur conformité. La démarche vise ainsi les pompes SEC et les échangeurs RRI/SEC, les pompes et la bâche ASG et les groupes électrogènes LHP et LHQ.
Les services centraux de la société EDF ont élaboré pour chacun des systèmes précités la liste des points à contrôler (appelés « observables ») au titre de la conformité matérielle et de la prise en compte des différentes agressions envisagées : incendie, inondations interne et externe, canicule, grand froid, séisme-évènement…
L'inspection du 22 mars 2022 avait pour objectif de procéder, pour l'ensemble des matériels précités situés au niveau du réacteur n° 2, à des contrôles par sondage définis au titre de la
« démarche innovante » attendu que vos équipes avaient effectué les contrôles exhaustifs fin 2021.
A cette occasion, les inspecteurs ont formulé un certain nombre d'observations qui vous ont été communiquées à l'issue de l'inspection afin de vous permettre de vous positionner sur votre connaissance ou non de ces observations et sur leur identification par vos soins dans le cadre du contrôle réalisé fin 2021 par vos équipes.
A la lecture de vos éléments de réponse, transmis par courriel en date du 15 avril 2022, il s'avère que plusieurs dizaines d'anomalies identifiées par les inspecteurs n'ont pas été relevées par vos équipes ; à titre d'exemple, les anomalies suivantes peuvent être citées :
- légères fuites sur le raccord du presse-étoupe sur la pompe 2 SEC 001 PO et sur le bouchon de vidange du filtre 2 ASG 011 FI ;
- présence de corrosion à la jonction tuyau-presse étoupe sur la pompe 2 SEC 003 PO ;
- présence de corrosion sur les organes de robinetterie 2 SEC 001 VE / 2 SEC 039 VE / 2 ASG
002 DI / 2 ASG 008 VD et sur les ailettes de refroidissement de différents échangeurs du diesel LHP ;
- présence de corrosion sur des goujons et la boulonnerie sur les échangeurs 2 RRI 001 RF
et 2 RRI 003 RF ;
- dégradation de la gaine du câble d'alimentation électrique du moteur 2 ASG 002 MO ;
- collier de maintien du câble alimentant le capteur 2 LHP 104 SP retrouvé desserré ; - sous-implantation de fixations au niveau des vannes 2 LHP 369 et 370 VE.
Si les fuites et le desserrage du collier de maintien peuvent éventuellement être survenus entre les visites réalisées par vos représentants fin 2021 et l'inspection du 22 mars 2022, ce qui n'est pas démontré, les traces de corrosion sur les équipements, les anomalies de supportage et la dégradation de la gaine du câble d'alimentation électrique du moteur 2 ASG 002 MO auraient dû être relevées par vos équipes.
Demande A1 : je vous demande de tirer le retour d'expérience de ce constat et de m'informer des suites retenues par le CNPE quant aux contrôles menés par vos équipes dans le cadre de la « démarche innovante » associée au réacteur n° 2 mais également pour ceux à mener pour les réacteurs n° 3 et 4 dans le cadre de leur quatrième visite décennale **à venir.** J'attire votre attention sur le fait que la même demande **avait été formulée lors de l'inspection**
réalisée sur le réacteur n° 1 en mars 2021 **(cf. INSSN-OLS-2021-0712) et que les dispositions** prises à cette occasion se sont manifestement avérées insuffisantes au regard des constats relevés par l'ASN lors la présente inspection mais non relevés par vos équipes pluridisciplinaires.
Par ailleurs, la réalisation par l'ASN des contrôles au titre de la « démarche innovante » a également permis de mettre en évidence le caractère inadéquat et incomplet de certains observables proposés par vos services centraux ; à titre d'exemple, on peut citer :
- au niveau des locaux ASG, le bon état des batteries chaudes DVG 001/002 RE n'est pas contrôlable, les équipements étant capotés ;
- les repères fonctionnels mentionnés dans le tableau des observables diffèrent de ceux présents sur le terrain pour de nombreux matériels ; dans ces conditions, les inspecteurs, aidés de vos représentants, n'ont pas été en mesure d'identifier sur le terrain certains matériels devant être contrôlés au titre de la « démarche innovante » ;
- le tableau national des observables ne reprend pas l'ensemble des fourreaux, trémies et chatières à contrôler au titre du référentiel incendie et présents dans les locaux concernés.
Ces constats, ainsi que ceux que vous avez identifiés lors de votre contrôle réalisé fin 2021, doivent vous amener à vous interroger sur la nature des observables à contrôler au titre de la « démarche innovante ». J'attire de nouveau votre attention sur le fait que ce constat a déjà été formulé lors de la même inspection réalisée sur le réacteur n° 1 en mars 2021 (cf. lettre de suites référencée CODEP-OLS-2021-018949 de l'inspection INSSN-OLS-2021-0712 du 18 mars 2021).
Demande A2 : je vous demande de tirer le retour d'expérience des inspections réalisées sur cette thématique et de faire évoluer, avec l'appui de vos services centraux, la liste des observables à contrôler dans le cadre de la « démarche innovante », attendu que cette démarche sera menée sur les réacteurs n° 3 et 4 du CNPE de Dampierre-en-Burly **dans les**
deux années à venir. Demande A3 : au regard des constats fo**rmulés en 2021 et 2022 en lien avec la mise en œuvre** de la démarche innovante sur les réacteurs n° 1 et 2 du CNPE de Dampierre-en-Burly, je vous demande de me présenter le retour d'expérience tiré par le site et les éventuelles évolutions de votre organisation pour les contrôlés à mener au niveau des réacteurs n° 3 et 4.
L'article 2.4.1 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 » et que « *le système de management intégré précise les* dispositions mises en œuvre en termes d'organisation et de ressour*ces de tout ordre pour répondre* » à ces objectifs.
La directive interne nationale n° 115 (DI115) et sa note de déclinaison sur le CNPE de Dampierreen-Burly (référencée D5140/NT/PUI/MDC.001 indice q) identifient la liste des matériels locaux de crise (MLC) et les exigences associées en termes d'essai périodique et de maintenance pour garantir leur opérabilité.
A ce titre, l'ASN considère que ces documents relèvent du système de management intégré appelé par l'article 2.4.1 précité.
Un des thèmes de l'ECOT VD4 porte sur la « *vérification du respect des exigences définies dans le* référentiel DI115 ainsi que le contrôle des actions mises en œuvre par les sites leur permettant de garantir dans *le temps l'opérabilité des matériels mobiles, le périmètre du contrôle portant sur l'ensemble des* matériels identifiés dans la liste prescriptive des MLC ».
L'ensemble des contrôles requis au titre de l'ECOT VD4 ayant été réalisé sur le site, la note technique référencée D5140/NT/20.040 indice a du 21 octobre 2021 présente les résultats desdits contrôles. En synthèse, cette note mentionne notamment les éléments suivants :
- « la réalisation de mise en place des MLC lors des exercices PUI a permis de vérifier *le respect du* délai enveloppe de mise en place » ;
- « *aucun écart n'a été relevé lors de la réalisation des essais périodiques* » ;
- « *la revue DI115 2021 a permis la réalisation conforme du prescriptif* » ;
- « en conclusion, les contrôles effectués au titre *de l'ECOT VD4 ne mettent pas en évidence d'écart* sur le thème des MLC ».
Or, l'examen mené par sondage lors de l'inspection du 23 mars 2022 a permis de mettre en évidence les écarts suivants :
- la DI115 impose, à périodicité quinquennale, un test de mise en place dans un délai inférieur à 12 heures du MLC « *batardeaux de protection contre les crues* ». Sur le site de Dampierre-en-Burly, ces batardeaux sont constitués de masques de crue et de plots béton.
Vos représentants ont indiqué lors de l'inspection que le dernier test de mise en place des masques de crue a été réalisé le 5 novembre 2016 et que le prochain est prévu en avril 2022. Concernant les plots béton, le seul test de mise en place réalisé à ce jour date de juin 2021.
Dès lors, il apparaît que la périodicité quinquennale n'est donc pas respectée.
Par ailleurs, aucun document permettant de démontrer le respect du délai de 12 heures n'a été présenté lors de l'inspection. Pourtant, la note D5140/NT/20.040 indice a du 21 octobre 2021 identifie pour ce MLC
« *essai périodique de mise en place : OUI* » ;
- pour le MLC « *matériel H4/U3* », la procédure locale D5140/NT/PUI/MDC.001 indice q prescrit la réalisation d'une visite de la pompe tous les 10 ans. La dernière maintenance de cette pompe ayant été réalisée en février 2011, la périodicité décennale n'est donc pas respectée. Pourtant, la note D5140/NT/20.040 indice a du 21 octobre 2021 identifie pour ce MLC « conformité maintenance *: OUI* ».
- pour le MLC « *dispositif GIGA* », la procédure locale précitée impose à périodicité annuelle un contrôle du bon fonctionnement des lances canon. Lors de l'inspection du 22 mars 2022, vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter de mode de preuve démontrant la réalisation de cet essai au titre de l'année 2021. Par courriel en date du 31 mars 2022, vous avez transmis les résultats de l'essai réalisé le 23 mars 2022 et avez indiqué ne pas avoir retrouvé d'éléments concernant le test réalisé au titre de l'année 2021. Pourtant, la note D5140/NT/20.040 indice a du 21 octobre 2021 identifie pour le MLC « contrôle des lances Canon *: Oui* ».
Les inspecteurs constatent donc que sur 4 MLC examinés par sondage, des écarts ont été relevés concernant la maintenance et/ou les essais de 3 MLC.
Ces constats amènent par conséquent l'ASN à s'interroger sur la nature des contrôles menés par vos représentants pour conclure à la conformité de l'ECOT VD4 sur le thème MLC et de manière plus générale sur la gestion des MLC par le CNPE de Dampierre-en-Burly au regard des constats formulés à l'issue de l'inspection INSSN-OLS-2022-0641 du 24 mars 2022 sur le thème « Post-Fukushima + 10 ans » où de nombreuses demandes ont été formulées par l'ASN sur ce sujet (cf.
courrier CODEP-OLS-2022-019475 du 15 avril 2022).
Demande A4 **: je vous demande de mettre en place une organisation vous permettant de** respecter les prescriptions de la DI115 en termes de périodicité de réalisation des essais et des opérations de maintenance.
Comme précédemment, j'attire votre attention sur le fait que **cette demande vous a déjà été** formulée lors de l'inspection « organisation et moyens de crise » réalisées les 26 mai et 8 juin 2021 et lors de l'inspection « Post-Fukushima + 10 ans **» du 24 mars 2022.** Demande A5 **: je vous demande de procéder à une revue exhaustive de la note** D5140/NT/20.040 indice a du 21 octobre 2021 afin de vérifier l'exactitude des informations qui y sont portées en ce qui concerne le respect des exigences associées en termes d'essai périodique et de maintenance. Vous m'informerez des **résultats de votre revue et des**
dispositions prises par le site **en cas de détection d'écart.**
Au regard de la nature des écarts éventuels détectés, vous vous positionnerez sur le caractère déclaratif de cette situation au titre de l'article 2.6.4 de l'arrêté [2].
L'article 2.5.1.I de l'arrêté [2] dispose que « l'exploitant identifie les éléments importants pour la protection [EIP], *les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour* », un EIP étant défini selon l'article 1.3 de cet arrêté comme « *un élément important pour la protection des intérêts mentionnés à* l'article L. 593-1 du code de l'environnement (sécurité, santé et salubrité publiques, protection de la nature et de l'environnement), c'est-à-dire 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 ».
Un des thèmes de l'ECOT VD4 porte sur l'examen de conformité des EIP vis-à-vis des inconvénients (EIPI) et consiste « *à vérifier pour chaque EIPi que les dispositions de maintenance,* contrôles et essais prévues sont conformes aux prescriptifs et ont bien été programmées dans les délais prévus ».
L'ensemble des contrôles requis au titre de l'ECOT VD4 ayant été réalisés sur les réacteurs n° 1 et 2 du CNPE de Dampierre-en-Burly, la note technique référencée D5140/NT/20.030 indice b du 12 juillet 2021 présente les résultats des contrôles et les modalités de traitement des constats et écarts détectés dans ce cadre. Cette note a été communiquée à l'ASN dans le cadre de la préparation de l'inspection du 22 mars 2022.
Après analyse, il s'avère que la note technique précitée ne contient pas l'examen de conformité pour les matériels « *portiques C3 de site piétons* » et « *colis béton (coque bloquée et bouchée)* », ces matériels étant identifiés comme des EIPI dans le document référencé D5140/MQ/NA/5ENV.06 indice d en date du 8 janvier 2021 et intitulé « Liste des éléments importants pour la protection des intérêts vis-à-vis des inconvénients et conduite à tenir pour le CNPE de Dampierre ».
Cet écart s'explique par le fait que le périmètre des EIPI défini par la société EDF a évolué entre l'indice a de la note D5140/NT/20.030 (qui portait examen de conformité pour les EIPI associés aux tranches 0, 1 et 9) et l'indice b où seuls les EIPI associés au réacteur n° 2 ont été examinés, et ce alors que de nouveaux matériels associés aux tranches 0 et 9, historiquement considérés par l'ASN comme étant des EIP, ne l'ont été formellement en tant que tel par la société EDF qu'en janvier 2021 donc après votre examen de conformité des EIPI des tranches 0 et 9.
Demande A6 : je vous demande de mettre à jour la note technique référencée D5140**/NT/20.030 en réalisant l'examen de conformité pour l'ensemble des EIP identifiés** dans le document D5140/MQ/NA/5ENV.06 indice d.
Par ailleurs, la note donne pour chaque EIPI les dates de réalisation des derniers essais, maintenances et manœuvrabilités associées aux périodicités les plus importantes. Or, dans la note D5140/MQ/NA/5ENV.06, certains EIPI doivent faire l'objet d'opérations de maintenance préventive à des périodicités distinctes. Ainsi, à titre d'exemple, les filtres à iode doivent faire l'objet d'un contrôle annuel de perte de charge et d'un contrôle quinquennal d'efficacité ; or, la note D5140/NT/20.030 ne se positionne sur la conformité des contrôles que sur la base des contrôles quinquennaux.
La note actuelle ne permet donc pas de vérifier que pour chaque EIPI, les dispositions de maintenance, contrôles et essais prévues sont conformes aux prescriptifs et ont bien été programmées dans les délais prévus.
Demande A7 : je vous demande de compléter **la note technique référencée D5140/NT/20.030**
avec l'ensemble des opérations de maintenance, contrôles et essais prévues sur les EIPI dans les prescriptifs.
## B. Demandes De Compléments D'Information
Thème ancrage et supportage de l'ECOT VD4 L'objectif de l'ECOT VD4 sur le thème « *ancrage et supportage* » est de vérifier la bonne application de différents programmes de base de maintenance préventive (PBMP) de certains systèmes sur ce sujet et de réaliser un contrôle visuel des ancrages et supportages de ces mêmes systèmes.
Lors de l'inspection du 22 mars 2022, vos représentants ont présenté aux inspecteurs le périmètre de cette action qui concerne près de 4 800 ancrages et supportages à contrôler, la plus grande partie des contrôles étant à réaliser lorsque le réacteur est en fonctionnement (3 500) mais une part importante étant également à réaliser lorsque le réacteur est à l'arrêt (1 300).
Si près de 2 800 contrôles ont d'ores et déjà été réalisés à ce jour selon les informations communiquées par vos représentants lors de l'inspection du 22 mars 2022, contrôles qui ont mis en évidence près de 1 400 anomalies, un nombre significatif de contrôles reste à effectuer, sans compter les remises en conformité qui devront être mises en œuvre avant le redémarrage du réacteur n° 2 à l'issue de sa visite décennale comme cela a été rappelé à vos équipes lors de l'inspection.
Demande B1 **: je vous demande de me tenir régulièrement informé de l'état d'avancement des** contrôles réalisés au titre du thème « *ancrage et supportage* » **de l'ECOT VD4 et des remises en** conformité réalisées. Vous m'informerez par ailleurs de toute difficulté rencontrée sur ce sujet (retard pris dans les contrôles, disponibilité de vos prestataires pour réaliser les contrôles et les remises en conformité,…).
Comme indiqué supra, la note technique référencée D5140/NT/20.040 indice a du 21 octobre 2021 présente les résultats des contrôles réalisés au titre de l'ECOT VD4 sur le thème MLC. Lors de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier que le délai de 8 heures prescrit par la DI115 pour la mise en place des pompes exhaures inondation était satisfait lors des tests réalisés sur l'installation.
Demande B2 : je vous demande de me transmettre le mode de preuve permettant de **démontrer** le respect du délai de mise en œuvre des pompes exhaures inondation.
Comme indiqué supra, la note technique référencée D5140/NT/20.030 indice b du 12 juillet 2021 présente les résultats des contrôles réalisés dans le cadre de l'ECOT VD4 sur le thème EIPI ainsi que les modalités de traitement des constats et écarts détectés.
Cette note mentionne en synthèse pour le réacteur n° 2 que 100 % des contrôles ont été réalisés avec un taux de conformité de 100 % et qu'aucune anomalie n'a été relevée.
Or, pour l'organe de robinetterie 2 EBA 016 VA (une coquille figurant dans cette note puisqu'il s'agit en réalité de l'organe 2 EBA 014 VA), l'annexe 2 de cette note porte à la case « dernière maintenance effectuée » (qui doit être effectuée tous les 10 cycles selon le prescriptif applicable) la mention « remplacement des joints d'arbre - prochaine échéance 30 avril 2022 - *pas d'historique* ».
Les inspecteurs s'interrogent donc sur la manière dont vos représentants ont pu statuer sur la conformité de la vérification menée sur l'EIPI 2 EBA 014 VA dès lors que vous n'avez pas été en mesure d'identifier la date de la dernière maintenance réalisée sur cet organe. Demande B3 : je vous demand**e de m'indiquer sur la base de quels éléments vous avez pu** statuer sur la conformité, au titre de la démarche ECOT VD4, **de l'EIPI 2 EBA 014 VA alors** qu'aucune maintenance préventive à périodicité 10 cycles ne semble avoir été réalisée sur cet organe.
## C. Observations
C1. Un point d'avancement sur la démarche ECOT VD4 appliquée au réacteur n° 2 a été réalisé par vos représentants lors de l'inspection. Les inspecteurs ont pris note du bon avancement des contrôles, à l'exception des thèmes « ancrage et supportage » et « incendie », jugés en retrait par le site.
C2. A l'issue de l'inspection sur la même thématique réalisée sur le réacteur n° 1 en mars 2021, les inspecteurs avaient formulé une observation sur l'extension du périmètre de la « démarche innovante » au regard des constats réalisés. Les inspecteurs ont constaté que de nouveaux locaux faisaient désormais partie du périmètre (locaux abritant les échangeurs RRI/SEC et la bâche ASG),
ce qui constitue un point satisfaisant.
Ces locaux n'ayant pas été contrôlés sur le réacteur n° 1 en 2021, vos représentants ont indiqué que, conformément à la doctrine nationale, la démarche serait menée dans les 3 ans suivant la quatrième visite décennale du réacteur n° 1 (soit avant début 2025). C3. Les gammes relatives aux derniers essais périodiques menés sur les équipements 2 KRT 017 MA, 2 DVW 003 FI et 2 ETY 001 PI ont été examinées lors de l'inspection. Ces documents n'ont pas appelé d'observation particulière.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef du pôle REP
Signée par : Christian RON |
INSSN-LYO-2022-0372 | Lyon, le 29 mars 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-014831 **ORANO Chimie Enrichissement**
Monsieur le directeur BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano CE - INB n° 155 - TU5-W Inspection n° INSSN-LYO-2022-0372 du 16 mars 2022 Thème : Radioprotection des travailleurs 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 [1], une inspection des installations TU5 (INB n° 155) et W du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement de Pierrelatte a eu lieu le 16 mars 2022 sur le thème de la radioprotection.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection des installations TU5 et W avait pour objectif de vérifier les dispositions mises en œuvre pour assurer la radioprotection des travailleurs, ainsi que le respect des consignes de radioprotection applicables en zones délimitées. Cette inspection inopinée fait notamment suite aux événements significatifs déclarés à l'ASN en début d'année 2021 liés à un défaut de culture de radioprotection. Les inspecteurs ont pu observer le port des dosimètres individuels, les contrôles effectués par les opérateurs en sortie de zone délimitée et interroger les opérateurs sur les conduites à tenir en cas de déclenchement des balises de radioprotection. Au vu de cet examen, les inspecteurs ont relevé que les consignes de radioprotection sont globalement bien respectées au sein des installations, malgré quelques écarts constatés. En effet, le port des dosimètres était satisfaisant et les contrôles sont convenablement réalisés dans la majorité des cas, même s'ils ne sont pas toujours complets. Par ailleurs, ils ont relevé des hésitations de certains opérateurs concernant les conduites à tenir en situation incidentelle, alors que l'évacuation d'un chantier à la suite du déclenchement d'un détecteur automatique incendie (DAI) et d'une balise de radioprotection s'est déroulée de façon satisfaisante. Par conséquent, des dispositions doivent être mises en œuvre afin d'améliorer en continu la culture de radioprotection au sein des installations.
## A. Demandes D'Actions Correctives 2 Contrôles En Sortie De Zone Et Conduite À Tenir En Cas D'Alarme
Le chapitre 5 des règles générales de radioprotection (RGR) référencé TRICASTIN-16-005724 concerne la maîtrise des interventions en zone réglementée. Au paragraphe 8.2 de ce chapitre, l'exploitant précise que « le personnel doit obligatoirement se contrôler en sortie de zone *grâce aux contrôleurs de* personnels situés dans le sas entrée/sortie personnel. Les effets personnels (stylos, casques, …) feront eux aussi l'objet d'un contrôle radiologique par les intervenants ». Les inspecteurs ont observé la sortie de zone du chantier situé au niveau du four 40 de l'installation W, alors qu'une évacuation venait d'être ordonnée à la suite du déclenchement d'une DAI et d'une balise de radioprotection. Ils ont relevé que les contrôles des personnels et de leur masque de protection respiratoire (APVR) étaient correctement réalisés, malgré l'affluence au point de contrôle.
Cependant, quelques écarts ont été observés à la sortie de TU5 : le contrôleur de contamination α et βγ permettant le contrôle vestimentaire et de petits objets, dont l'APVR, n'a pas été systématiquement utilisé, alors même que le masque APVR venait d'être porté. Par ailleurs, la consigne locale du lavage des mains après contrôle n'a pas toujours été respectée. Par ailleurs, le paragraphe 7 du chapitre 5 des RGR précise les conduites à tenir en cas d'alarme. En particulier, en cas d'alarme sonore des balises aérosols, ces consignes renvoient « *aux consignes relatives* à l'installation où se déroule l'opération ». Le volume K des Règles générales d'exploitation (RGE) de TU5- W ajoutent que selon l'alarme, « le *port du masque ou* [l']*évacuation immédiate du personnel* » est préconisé. De plus, le dépliant créé à la suite de l'événement significatif déclaré à l'ASN le 26 février 2021 et concernant les conditions d'accès en zone délimitée, détaille la conduite à tenir lors du déclenchement d'une balise, selon les seuils 1 ou 2. Bien que les inspecteurs aient pu constater que les formations réglementaires et institutionnelles relatives à la radioprotection étaient correctement suivies, ils ont relevé que certains opérateurs connaissaient mal les conduites à tenir concernant le déclenchement des balises aérosols, notamment sur la mise en sécurité du chantier ou non.
Enfin, les inspecteurs ont noté la volonté de l'exploitant de développer des formations opérationnelles et sur la pratique des opérateurs, comme des chantiers école. L'intégration de points systématiques liés à la radioprotection au sein des chantiers école pourrait être un des moyens pour améliorer la culture de radioprotection. A1 : Je vous demande de prendre **les dispositions nécessaires afin d'améliorer en continu la culture**
de radioprotection au sein des installations.
## Dosimètre Témoin 3
Dans son annexe I (article 1.2), l'arrêté du 26 juin 2019 relatif à la surveillance individuelle de l'exposition des travailleurs aux rayonnements ionisants précise que « *Hors du temps de port, le dosimètre* est entreposé selon les conditions définies par l'organisme de dosimétrie accrédité. Dans un établissement, chaque emplacement d'entreposage comporte en permanence un dosim*ètre témoin, identifié comme tel, non* destiné aux travailleurs et qui fait l'objet de la même procédure d'exploitation que les autres dosimètres ». Les inspecteurs ont relevé que les dosimètres témoins correspondant aux dosimètres individuels des opérateurs Orano CE étaient bien présents sur le tableau des dosimètres à l'entrée des vestiaires. En revanche, les dosimètres témoins correspondant aux dosimètres individuels des opérateurs externes étaient absents. A2 : **Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour que chaque dosimètre individuel**
soit entreposé dans un lieu comportant un dosimètre témoin du même organisme de dosimétrie accrédité.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Néant.
## C. Observations Vestiaires Des Installations
Les inspecteurs ont relevé que la configuration des vestiaires des personnels ne permettait pas de garantir une propreté radiologique optimale dans les vestiaires froids. L'exploitant a précisé qu'une réflexion était en cours sur ce point dans le cadre des futurs travaux d'extension des vestiaires.
C1 : Dans le cadre des futurs travaux au niveau des vestiaires, je vous recommande d'apporter une attention particulière pour qu'il n'y ait pas de croisement de flux et ainsi garantir une propreté radiologique optimale dans les vestiaires froids.
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 division Signé par Eric ZELNIO |
INSSN-LYO-2022-0487 | Lyon, le 14/04/2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-019445 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de **Cruas-Meysse**
Electricité de France BP 30 07350 **CRUAS**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB n os 111 et 112)
Inspection n° INSSN-LYO-2022-0487 du 22 mars 2022 Thème : « TSR - Expédition et réception pour les INB »
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 (dit « arrêté INB »)
[3] Arrêté du 29 mai 2009 relatif aux transports de marchandises dangereuses par voies terrestres (dit « arrêté TMD »)
[4] Accord relatif au transport international des marchandises dangereuses par route (ADR)
## 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 marchandises dangereuses par voies terrestres en référence, une inspection a eu lieu le 22 mars 2022 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse sur le thème « TSR - Expédition et réception pour les INB ».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de cette inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection de l'ASN du 22 mars 2022 portait sur les opérations de réception et d'expédition de substances radioactives par route, aussi bien pour les transports externes sur voie publique que pour les transports internes sur le site de la centrale de Cruas-Meysse. L'inspection avait pour objectifs de vérifier l'organisation du site pour respecter la réglementation [4] pour les transports externes et le référentiel interne d'EDF pour les transports internes, en application de l'article 8.2.2 de l'arrêté INB [2].
L'examen des inspecteurs a porté d'une part, sur la réception de deux transports internes au bâtiment de l'atelier chaud (BAC) et aux locaux chauds, et d'autre part, sur l'expédition de deux transports externes vers la voie publique au bâtiment de contrôle des transports (BCT). Enfin, les inspecteurs se sont intéressés au système de détection des écarts pour le transport interne prévu par l'article 2.6.1 de l'arrêté INB [2]. Au vu de cet examen, il apparaît que les exigences du référentiel interne d'EDF, à savoir le rapport définitif de sûreté (RDS) à l'état VD3 pour les réacteurs 900 MWe sur le transport interne référencé D455620077504 et les règles générales d'exploitation (RGE) « Maitrise des transports internes de marchandises dangereuses »
référencées D450713011936 indice 7 pour les colis internes de type « TI 1 » sont appliquées de manière satisfaisante. L'examen des deux expéditions sur voie publique et notamment des deux moyens de transport associés s'est avéré également satisfaisant. Concernant le traitement des écarts relatifs aux transports, les inspecteurs ont noté positivement la volonté du site d'identifier les évènements intéressants pour le transport interne. Cependant, les inspecteurs ont mis en évidence des pistes d'amélioration sur la traçabilité de l'adéquation du calage/arrimage pour l'expédition de futs de déchets, sur la répartition des rôles des 5, place Jules Ferry - 69006 Lyon - France Téléphone : +33 (0) 4 26 28 60 00 / Courriel : [email protected] asn.fr 1 intervenants dans les zones bleues (zones de production possible de déchets nucléaires dites ZppDN), les conditions d'accès radiologique à ces zones. L'ASN attend également la mise en place de dispositions de déclaration des évènements significatifs pour le transport interne tel qu'attendu à l'article 2.6.4 de l'arrêté [2].
## A. Demandes D'Actions Correctives Déclaration D'Un Évènement Significatif Pour Le Transport Interne De Substances Radioactives
Le paragraphe 4. de l'article 7 de l'arrêté TMD [3] relatif à la déclaration des événements impliquant des marchandises dangereuses dispose :
« 4. Dispositions relatives aux déclarations concernant les événements impliquant des transports de matières radioactives. 4.1. Les événements significatifs impliquant des transports de matières radioactives, définis dans le guide de l'ASN relatif aux modalités de déclaration des événements liés au transport (voir https://www.asn.fr) font l'objet, indépendamment des obligations de rapport liées à *la sécurité du transport, de déclarations et de comptes rendus du fait de leur potentiel* impact sur la protection de la nature et de l'environnement, et sur la salubrité et la santé publiques. Ces déclarations et comptes rendus sont réalisés sur le portail de téléservices de l'ASN (https://teleservices.asn.fr ). 4.2. La déclaration est transmise à l'ASN dans un délai de quatre jours ouvrés suivant la détection de l'événement conformément aux modalités du guide de l'ASN susmentionné. Elle est transmise dans les délais fixés à l'article L. 5915 du code de l'environnement ou à l'article L. 1333-13 du code de la santé publique lorsque ces articles sont applicables.
[…] » L'article 2.6.1 de l'arrêté INB Erreur **! Source du renvoi introuvable.** prescrit que « l'exploitant prend toute isposition pour détecter les écarts relatifs à son installation ou aux opérations de transport interne *associées* ».
Le guide ASN relatif aux modalités de déclaration et à la codification des critères relatifs aux évènements significatifs impliquant la sûreté, la radioprotection ou l'environnement applicable aux installations nucléaires de base et aux transports de matières radioactives du 21 octobre 2005 indique que « la déclaration d'un évènement de transport, qu'il s'agisse d'un transport de substances sur la voie publique ou d'un transport interne *de marchandises* dangereuses dans une INB, est à effectuer directement en ligne sur *le portail de téléservices de l'ASN*
https://teleservices.asn.fr/. Les critères de déclaration des évènements de transport interne aux INB de marchandises dangereuses du guide 2005 ont été regroupés en cohérence avec le traitement des évènements de transport sur la voie publique ».
Les inspecteurs ont examiné la liste des évènements intéressants (radioprotection, environnement et transport)
de votre site pour les années 2021 et 2022. Ils se sont intéressés à l'évènement intéressant pour la radioprotection (EIR) intitulé « Sortie de la MSDG du BR1 sans bâche intègre - *évènement Transport Interne* » survenu en juin 2021. Le constat Caméléon n°C0000296912 décrit l'évènement, l'analyse des causes et les actions menées. L'analyse sûreté au titre du transport interne de matières radioactives de la machine de serrage et desserrage des goujons (MSDG) de la cuve du réacteur est portée par le dossier de conformité du système de transport interne de la MSDG référencé D5180NRCP15745 indice 3. Ce dossier précise qu'une bâche étanche à l'air ou à l'eau en fonction des conditions météorologiques doit être mise sur la MSDG et que « La mise en place de manière efficace de la bâche doit être contrôlée et vérifiée avant tout transfert afin de réduire tout risque de dispersion de contamination ». Cet EIR indique que la MSDG a été transportée dans la nuit du 31/05 au 01/06/2021 sans bâche d'étanchéité. Les inspecteurs relèvent que cet évènement aurait dû être déclaré à l'ASN comme évènement significatif pour le transport (EST) en raison du non-respect du dossier de sureté (dossier de conformité du système de transport interne) de la MSDG.
Plus largement, les inspecteurs ont constaté que le site n'utilise pas les critères de déclaration des ES relatifs aux transports internes, en s'appuyant sur la procédure générique d'EDF relative au traitement des événements, mais contrairement aux exigences réglementaires précisées ci-dessus. De ce fait, les ES portant sur les opérations de transport interne ne sont déclarés à l'ASN que s'ils répondent également à des critères de déclaration relatifs à la sûreté, à la radioprotection ou à l'environnement.
Demande A1 : Je vous demande de déclarer et d'analyser un EST pour l'évènement « **Sortie de la MSDG du**
BR1 sans bâche intègre - *évènement Transport Interne* **» tracé par le constat Caméléon n°C0000296912** en application de l'arrêté TMD [3] et de l'arrêté INB [2]**. Cette déclaration devra se faire via le portail de**
téléservices de l'ASN https://teleservices.asn.fr/. Demande A2 : Je vous demande de mettre en place des dispositions pour identifier et déclarer les évènements significatifs (ES) traitant du transport interne de matières radioactives survenant sur votre site en application de l'arrêté TMD [3] et de l'arrêté INB [2].
## Mise En Place D'Un Système De Remontée Des Écarts Au Référentiel Sur Le Transport Interne
L'article 2.6.1 de l'arrêté INB [2] prescrit que « l'exploitant prend toute disposition pour détecter les écarts relatifs à son installation ou aux opérations de transport interne associées ». Les inspecteurs ont apprécié que les conseillers à la sécurité des transports (CST) du site annotent « Evènement Transport Interne » les événements internes du site pour avoir une connaissance et une traçabilité de ces évènements sur le transport interne. En 2021, cela ne représente qu'un seul évènement. Enfin, les inspecteurs ont constaté l'absence d'une organisation précise et formalisée pour connaitre et analyser les écarts liés au référentiel sur le transport interne.
Demande A3 : Je vous demande de mettre en place une organ**isation qui permette la remontée et l'analyse**
des écarts au référentiel sur le transport interne en application de 2.6.1 **de l'arrêté INB [2]**.
## Conditions D'Accès En Radioprotection Aux Zones Bleues (Zppdn)
Les inspecteurs ont examiné un transport interne arrivant dans la zone bleue du BAC. Ils ont suivi les opérations de réception puis de préparation d'une expédition dans cette zone bleue. La zone bleue est une zone
« propre » radiologiquement afin de respecter les critères de propreté radiologique des transports internes.
Pour cela, un saut de zone est mis en place entre le autres locaux du BAC et la zone bleue (zone ZppDN ou exDI82).
Les inspecteurs ont constaté:
- l'absence de conditions d'accès définies et affichées pour l'accès en zone bleue malgré la présence d'un MIP 10 et d'une servante pour des équipements de protection individuelle ;
- que chaque intervenant s'est équipé puis contrôlé de manière différente, en l'absence de consigne claire ;
- les contrôles de la propreté radiologique des emballages (par frottis) ont été réalisés sans sur-gant.
Demande A4 **: Je vous demande de mettre en place des conditions d'accès claires pour l'accès aux zones**
bleues (ZppDN /ex-DI82) sur le site. Vous mettrez en place les moyens nécessaires à leur bon respect et vous sensibiliserez les intervenants à ces conditions d'accès.
## Rôles Des Agents En Charge Des Zones Bleues (Zppdn)
Lors de l'examen des transports internes mentionnés ci-dessus, les inspecteurs ont noté que deux agents de l'entreprise prestataire en charge des zones bleues réalisaient les opérations de réception et de préparation des colis et emballages pour les transports internes. Cette organisation est décrite dans les notes sites « Note transverse entités - Gestion des zones bleues - Rôle de l'agent de deuxième contrôle » référencée D5180NEST14006 indice 4 et « Note transverse entités - Organisation des transports internes de matières radioactives » référencée D5180NECP08046 indice 8. La fiche de mission référencée EXP.CRU.FRF.033 de l'entreprise prestataire décrit les missions réalisées par les agents DI82 (zones ZppDN). Cette fiche détaille notamment les actions suivantes : réalisation d'une cartographie radiologique de la zone DI82, vérification de l'intégrité du colis, vérification de l'arrimage, contrôle de l'étiquetage du transport… Lors de l'inspection, étaient présents un agent de 2ème contrôle dit « agent DI82 » qui est responsable de la zone bleue et des contrôles radioprotection ainsi qu'un chargé de travaux qui est responsable de la conformité de sa sortie de matériel ou de déchets.
Les inspecteurs ont constaté sur le terrain que les rôles n'étaient pas clairement définis au préalable et que les agents se partageaient les missions et n'assuraient pas la mission de 2ème contrôle. Les inspecteurs ont également constaté que les modes opératoires et les procédures de l'entreprise prestataire n'étaient pas présents au poste de travail. Demande A5 **: Je vous demande de rappeler aux intervenants le rôle précis de chaque agent entre le chargé**
de travaux et l'agent de 2ème **contrôle. Ce double contrôle doit permettre de garantir la conformité du**
transport interne. Je vous demande également de mettre à disposition des intervenants les procédures et modes opératoires aux postes de tra**vail des zones bleues afin d'aider ces intervenants en cas de doute ou**
de question.
B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES
Sans objet.
## C. Observations
Traçabilité du contrôle du calage/arrimage pour l'expédition de fûts de déchets Les inspecteurs ont examiné le dossier d'expédition de fûts de déchets à destination de l'ANDRA au bureau de contrôle des transports (BCT). Le dossier était complet. Ils ont pu consulter le plan de colisage des fûts, qui était précis, et voir la feuille d'émargement issu du contrôle réalisé en sortie de zone bleue. Cette feuille mentionne le contrôle du respect du plan de chargement des fûts et la prise d'une photographie. Les inspecteurs ont noté que cette photographie n'était pas présente dans le dossier final d'expédition au BCT contrairement aux autres types d'expédition. Cela s'explique par le fait que le plan de chargement est très précis pour ce type d'expédition.
C1 : Je vous recommande de mettre une photographie dans le dossier d'expédition au BCT pour justifier du bon chargement des futs de déchets dans le conteneur pour les expéditions à l'ANDRA afin de consolider le contrôle ultime avant l'expédition sur la voie publique.
##
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-OLS-2022-0651 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-017606 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Dampierre-en-Burly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE
Orléans, le 6 Avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n° 84 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0651 du 23 mars 2022 Thèmes « Traitement des écarts » et « Préparation de l'arrêt pour visite décennale du réacteur n° 2 »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Dossier de présentation d'arrêt du réacteur n° 2 référencé D5140/CR/21.124 indice a en date du 28 décembre 2021 [3] Lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteurs de l'année 2022 transmise par courrier référencé CODEP-OLS-2021-057663 du 7 décembre 2021 [4] Dossier d'aptitude à la poursuite d'exploitation du réacteur n° 2 référencé D5140/NT/21.007 en date du 26 avril 2021
[5] Arrêté du 10/11/99 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression
[6] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [7] Guide de l'ASN n° 21 relatif au traitement des écarts de conformité à une exigence définie pour un EIP
## 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 23 mars 2022 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur les thèmes « traitement des écarts » et « préparation de l'arrêt pour visite décennale du réacteur n° 2 ». Certains éléments n'étant pas disponibles au jour de l'inspection, des éléments complémentaires ont été transmis par vos représentants aux inspecteurs par courriel en date du 4 avril 2022.
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 du suivi des quatrièmes visites décennales des réacteurs du palier 900 MWe, l'ASN
a défini un plan de contrôle établi sur la base des deux objectifs du réexamen périodique défini à l'article L. 593-18 du code de l'environnement que sont la vérification de la conformité des installations au référentiel de sûreté et la réévaluation de sûreté. Ce plan concerne notamment les actions (travaux et actions de vérification) menées par EDF avant la quatrième visite décennale lorsque le réacteur est en fonctionnement ainsi que celles réalisées pendant la visite décennale. L'inspection du 23 mars 2022 entre dans le cadre du plan de contrôle précité et a porté sur les thèmes « traitement des écarts » et « préparation de l'arrêt pour visite décennale du réacteur n° 2 », dont la quatrième visite décennale (arrêt 2D3822) débutera le 27 avril 2022. Cette inspection a consisté en un contrôle par sondage de divers documents en lien avec la préparation de l'arrêt 2D3822. Elle visait également à établir un plan de contrôle des activités à enjeux durant l'arrêt et est intégrée de ce fait dans un cadre plus large de suivi d'arrêt qui permettra de contrôler d'autres thématiques non analysées durant cette inspection.
Les inspecteurs ont ainsi procédé à un contrôle documentaire lié d'une part aux activités programmées sur l'arrêt et d'autre part aux modalités de traitement de divers écarts de conformité affectant le réacteur n° 2. Dans cette optique, les inspecteurs ont réalisé par sondage une analyse :
- de la prise en compte dans le dossier de présentation d'arrêt (DPA) [2] des activités à enjeux abordées dans la lettre de position générique [3] transmise à l'ensemble des CNPE du parc nucléaire français en fin d'année 2021 et intégrant des demandes de l'ASN ;
- des activités programmées dans le DPA [2], notamment celles prescrites par les programmes de base de maintenance préventive (PBMP) du circuit primaire principal
(CPP) et des circuits secondaires principaux (CSP) ainsi que la prise en compte des modifications matérielles à réaliser dans le cadre du quatrième réexamen périodique ;
- de la prise en compte dans le DPA [2] des éléments du dossier d'aptitude à la poursuite d'exploitation (DAPE) du réacteur n° 2 [4].
Cette inspection a permis de mettre en évidence une intégration globalement satisfaisante dans le DPA [2] des points repris dans la lettre de position générique [3], des modifications matérielles liées au quatrième réexamen périodique ainsi que des activités prescrites par les PBMP CPP/CSP. Concernant l'intégration dans le DPA des contrôles mentionnés dans le DAPE [4], l'inspection a permis d'identifier que certains contrôles étaient uniquement à réaliser sur le réacteur n°1 et qu'ils ont été mentionnés au DAPE du réacteur n°2 par erreur.
Enfin, l'analyse des plans d'actions ouverts par le site suite à la détection d'anomalies ou d'écarts ainsi que des actions de progrès prises par le site suite à inspections ou évènements significatifs s'est avérée dans l'ensemble satisfaisante, même si des demandes sont formulées dans le cadre de la présente lettre de suites.
## A. Demandes D'Actions Correctives Qualification Aux Conditions Accidentelles Des Connecteurs Souriau
L'article 2.6.5 de l'arrêté [6] dispose que « l'exploitant réalise une analyse approfondie de chaque événement significatif. A cet effet, il établit et transmet à l'Autorité de sûreté nucléaire, dans les deux mois suivant la déclaration de l'événement, un rapport comportant notamment les éléments suivants :
- *la chronologie détaillée de l'événement ;* - la description des dispositions techniques et organisationnelles qui ont permis de détecter l'événement ;
- *la description des dispositions techniques et organisationnelles prises immédiatement après la* détection de l'événement, notamment les *actions curatives ;*
- *l'analyse des causes techniques, humaines et organisationnelles de l'événement ;* - une analyse des conséquences réelles et potentielles sur la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement ;
- les enseignements tirés ainsi que *les actions préventives, correctives et curatives décidées et le* programme de leur mise en œuvre ».
Par courrier référencé D453321067597 en date du 21 décembre 2021, vous avez transmis à l'ASN le rapport établi suite à la déclaration de l'évènement significatif relatif à la perte de qualification aux conditions accidentelles de certains connecteurs SOURIAU (perte liée à l'absence de couple de serrage sur ces connecteurs).
Tel qu'indiqué dans ce rapport, « le serrage du connecteur, à une valeur de couple de 50 N.m avec une tolérance de 0/+5 N.m, tel que prescrit par les procédures de maintenance EDF, les procédures de montage et les instructions techniques du fournisseur, permet de garantir l'étanchéité du connecteur et *le maintien* de la qualification du fonctionnement dans les conditions accidentelles K1 […] Le non-respect du couple de serrage ne permet pas de garantir la qualification aux conditions accidentelles ».
Le rapport d'évènement significatif propose comme action corrective de « *réaliser des contrôles sur* le réacteur 2 suivant le périmètre retenu par nos entités nationales dans le cadre de l'instruction de cet écart » avec pour échéance le 5 septembre 2022 (cet écart ayant par ailleurs fait l'objet de la déclaration de l'écart de conformité n° 584). Pour les réacteurs n° 1 et 3, le rapport d'évènement significatif mentionne la réalisation de contrôles sur l'ensemble des connecteurs SOURIAU K1 à un couple test de 10 N.m, cette valeur « permettant de garantir qu'un *couple de serrage a été appliqué sur le connecteur sans risquer de* l'endommager ».
Dans le cadre de l'instruction du rapport d'évènement significatif, le site de Dampierre-en-Burly a été informé par l'ASN du fait que la vérification du serrage des connecteurs SOURIAU K1 avec un couple de serrage de 10 N.m ne pouvait valoir présomption de conformité d'un serrage au couple à 50 N.m et qu'en conséquence, il n'était pas démontré le maintien de la qualification aux conditions accidentelles de ces connecteurs.
Cette position a été réitérée à vos représentants lors de l'inspection du 23 mars 2022.
Demande A1 : je vous demande de procéder **pendant l'arrêt 2D3822, pour l'ensemble des** connecteurs SOURIAU K1 installés au niveau du **réacteur n° 2, à une vérification de la bonne** application d'un couple de serrage de 50 N.m sur ces connecteurs, soit à l'aide d'une clé dynamométrique, soit par tout autre moyen approprié. **Vous m'informerez des dispositions**
prises en ce sens et des résultats de vos contrôles. **J'attire par ailleurs votre attention sur** l'insuffisance des contrôles menés à ce jour sur les réacteurs n° 1 et 3 qui ne permettent pas de démontrer la qualification aux conditions accidentelles des connecteurs concernés.
## Qualité Des Informations Contenues Dans Le Dape
L'article L.593-18 du code de l'environnement dispose que « l'exploitant d'une installation nucléaire de base procède périodiquement au réexamen de la sûreté de son installation en prenant en compte les meilleures pra*tiques internationales […] Les réexamens de sûreté ont lieu tous les dix ans* ».
Dans le cadre du réexamen de sûreté, vous avez transmis en avril 2021 le DAPE [4] dont l'objectif est de démontrer la maîtrise du vieillissement des structures, circuits et composants installés sur le réacteur n° 2. Pour atteindre cet objectif, le DAPE [4] mentionne ainsi en son chapitre 5.2 un certain nombre d'activités à réaliser lors de la quatrième visite décennale du réacteur n° 2, notamment des examens non destructifs réalisés dans le cadre du programme d'investigations complémentaires et des visites d'organes de robinetterie et de pompes.
Ainsi, après analyse du DPA [2], les inspecteurs ont indiqué à vos représentants lors de l'inspection du 23 mars 2022 qu'un certain nombre d'activités prévues au DAPE [4] ne sont pas mentionnées dans le DPA [2] (*liste donnée à titre d'exemple, non exhaustive*):
- remplacement de dispositifs autobloquants sur le générateur de vapeur n° 3 ; - ressuage de la face latérale externe de la bride de couvercle de cuve au droit de 10 trous de goujons ;
- visite interne/externe des bâches LHQ 001/002/003BA ;
- visite interne des vannes 2 RCP 002 VP, 2 RIS 027VP et 2 VVP 002 VV ;
- visite de la pompe 2 RCV 001 PO.
Vos représentants ont indiqué que l'ensemble des activités précitées ne serait pas réalisé lors de la quatrième visite décennale du réacteur n° 2 (tout en justifiant du respect des périodicités des prescriptifs réglementaires pour ces activités) et que le DAPE [4] contenait en conséquence des informations erronées.
Demande A2 : je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour sécuriser les informations figurant dans les dossiers d'autorisation de poursuite d'exploitation **des**
réacteurs. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens **et me transmettrez une** version ré-indicée du DAPE du réacteur n° 2.
## B. Demandes De Compléments D'Information Corrosion Sous Contrainte
En février 2022, la société EDF a présenté à l'ASN un état des lieux de sa connaissance du phénomène de corrosion sous contrainte (CSC) détecté sur plusieurs réacteurs du parc nucléaire français et affectant plusieurs zones de mélange situées sur des tuyauteries du CPP ainsi que le programme d'investigations et de contrôle qui allait être mis en œuvre dans ce contexte.
Le programme de base de maintenance préventive (PBMP) référencé PB 900-AM440-03 indice 3 précise la doctrine de maintenance des tuyauteries principales du CPP et prévoit la réalisation de contrôles par ultrasons au niveau de certaines zones de mélange, dans le cadre de la recherche de fissure par fatigue thermique. Les contrôles par ultrasons réalisés actuellement étant moins performants pour détecter la fissuration par corrosion sous contrainte, la société EDF va mettre en œuvre un nouveau procédé d'examen non destructif « optimisé » (END optimisé) qui vise à détecter à la fois la fatigue thermique et la CSC au niveau de ces zones de mélange. Vos services centraux ont indiqué à l'ASN que les END optimisés seraient mis en œuvre lors des contrôles réalisés pendant les visites décennales. Ces contrôle optimisés ont d'ores et déjà été mis en œuvre sur d'autres CNPE du parc. Interrogés sur la nature des contrôles qui seront réalisés lors de la visite décennale du réacteur n° 2 au niveau des zones de mélange des tuyauteries principales du CPP, vos représentants ont indiqué que les contrôles envisagés à ce jour sont les contrôles ultrasons « classiques » et non le contrôle optimisé. Cette stratégie de contrôle ne semble pas en adéquation avec les enjeux liés à un redémarrage de réacteur après sa quatrième visite décennale.
Demande B1 : je vous demande de m'indiquer si des contrôles optimisés **en lien avec le** phénomène de corrosion sous contrainte seront ou non réalisés sur les zones de mélange concernées lors de la visite décennale du réacteur n° 2.
## Disponibilité De La Pompe 2 Rcp 002 Po
L'article 2.5.2 de l'arrêté [6] 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 ».
Le plan d'action n° 99420 a été ouvert en mai 2018 suite à la non réalisation d'une opération de ressuage au niveau de l'épaulement de l'arbre de la pompe 2 RCP 001 PO, examen qui fait partie de la visite de type 2A prescrite par le programme de maintenance préventive AP913.
S'agissant du non-respect d'un prescriptif, les inspecteurs ont souhaité examiner les documents justifiant de l'absence d'impact sûreté de la non réalisation de cet examen ainsi que l'accord de vos services centraux pour déroger à ce prescriptif.
Dans ce cadre, vos représentants ont communiqué la fiche de position établie par le métier machines tournantes et électricité qui conclut que « *la non réalisation de l'activité de ressuage ne* remet pas en cause la disponibilité de la pompe » ainsi qu'un courriel de la part de vos services centraux concluant à « *l'absence d'objection à redémarrer en l'état* ».
Outre le fait que le mode de preuve présenté pour déroger à un prescriptif n'apparaît pas adapté (courriel et non un document sous assurance qualité valant accord pour dérogation), les inspecteurs ont indiqué à vos représentants que les règles générales d'exploitation (RGE)
applicables au réacteur n° 2 disposent qu' « a minima, les Programmes d'Essais Périodiques des chapitres IX et *X des RGE de ces matériels, équipements ou systèmes sont effectués normalement,* conformément aux principes d'application définis en section I des chapitres IX et X des RGE, *ainsi que* leur Programme de Maintenance Préventive ».
En l'état, en l'absence de la réalisation de ce ressuage, les inspecteurs considèrent que le programme de maintenance préventive de la pompe 2 RCP 002 PO n'est pas effectué normalement puisque la visite de type 2A réalisée en 2018 ne peut être déclarée « *réalisée conforme* ». Demande B2 **: je vous demande de justifier de la disponibilité de la pompe 2 RCP 002 PO au** regard des règles générales d'exploitation et de m'indiquer la raison pour laquelle l'opération de ressuage de l'épaulement de l'arbre ne peut être réalisée lors de l'arrêt 2D3822, celle-ci étant prévue en 2024.
## Caractérisation Des Écarts De Conformité
L'article 2.6.2 de l'arrêté [6] 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* ».
Afin de préciser certaines dispositions générales de l'arrêté [6] relatives à la gestion des écarts et notamment des écarts de conformité (un écart de conformité étant défini comme « *un écart à une* exigence définie d'un élément important pour la protection (EIP), lorsque cette exigence est issue de la partie de la démonstration de sûreté nucléaire relati*ve aux risques d'accidents radiologiques* »), l'ASN a élaboré le guide [7] en janvier 2015. Ce guide fixe ainsi un délai maximal de deux mois (sauf impossibilité justifiée par l'exploitant) pour la caractérisation des écarts de conformité.
Dans l'analyse de cumul des écarts de conformité du réacteur n° 2 de Dampierre référencée D5140/NT/16.009 indice w en date du 16 décembre 2021 (indice en vigueur au jour de l'inspection), il est mentionné :
- pour l'écart de conformité n° 575 relatif à l'anomalie d'étude sur la maîtrise de la réactivité dans certains accidents du domaine de dimensionnement : « *caractérisation prévue d'ici fin* novembre 2021 » ;
- pour l'écart de conformité n° 585 relatif à des anomalies de fixations des vannes de vidange d'eau de refroidissement des diesels : « *caractérisation prévue en janvier 2022* ».
Au jour de l'inspection et en l'absence du pilote du site sur la thématique des écarts de conformité, vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser les résultats des caractérisations des deux écarts précités. Demande B3 : je vous demande de me préciser les résultats des caractérisations des écarts de conformité en émergence n° 575 et 585.
## Mise À Niveau Des Armoires De Commande Des Vannes Delas
Le DAPE [4] mentionne qu' « *au titre du lot VD4, le déploiement de la modification PNPP1308 relative* à la mise à niveau des armoires de commande des vannes DELAS est à l'étude ». Vos représentants ont indiqué lors de l'inspection que cette modification est toujours à l'étude et que son déploiement est prévu en 2024 sur le réacteur n° 2.
Or, cette modification n'apparaît pas dans le document référencé D455622006574 en date du 28 janvier 2022, établi par vos services centraux et relatif à la liste des modifications qui seront mises en œuvre sur les réacteurs du palier 900 MWe dans le cadre du quatrième réexamen périodique, c'est-à-dire dans le cadre du lot VD4.
Demande B4 **: je vous demande de me préciser la nature de cette modification et d'indiquer si**
celle-ci relève ou non du quatrième réexamen périodique.
## Gestion D'Une Modification Temporaire De L'Installation
La directive interne n° 074 (DI074) est relative aux principes d'organisation pour la gestion des dispositions et moyens particuliers (DMP) et des modifications temporaires de l'installation (MTI). Les inspecteurs considèrent au regard des enjeux qu'elle porte qu'elle fait, à ce titre, partie du système de management intégré appelé par l'article 2.4.1 de l'arrêté [6].
Dans le cadre de la gestion d'une MTI, la DI074 indique notamment qu' « *il est exigé de* :
- réaliser une analyse de besoins et *de risques avant la mise en œuvre d'une MTI* ; - spécifier systématiquement un délai (date prévisionnelle) *pour sa dépose finale* ; - faire une analyse d'impacts vis-à-vis des intérêts mentionnés à l'article L.593*-1 du code de* l'environnement ».
La DI074 précise par ailleurs que « les analyses d'impact d'une MTI vis*-à-vis des intérêts mentionnés à* l'article L.593-1 du code de l'environnement […] devront être tracées et pourront être auditables a posteriori » et que « *l'exploitant doit s'assurer, immédiatement après la pose de la MTI, de la conformité* de son installation ainsi modifiée temporairement vis-à-vis de l'attendu au titre de l'analyse de risques (vérification de la bonne pose de la MTI par un contrôle fonctionnel au titre d'une requalification ou par un contrôle indépendant) ». Lors de l'inspection du 23 mars 2022, les inspecteurs ont examiné le plan d'action n° 104 275. Celui-ci a été ouvert en juin 2018 par le CNPE suite à une problématique de non déclenchement de la turbine par survitesse. Pour résorber celle-ci, une bague a été mise en place sur la tige de déclenchement, ce qui constitue une MTI.
Les inspecteurs ont donc souhaité consulter les analyses de besoins et de risques de cette MTI, conformément à l'organisation définie par la DI074.
Ces éléments n'ayant pu être présentés le jour de l'inspection, vos représentants ont communiqué aux inspecteurs par courriel du 4 avril 2022 les deux documents suivants :
- une fiche d'identification et d'analyse des DMP/MTI en date du 21 juin 2018 qui mentionne le besoin et identifie comme date de dépose le prochain arrêt pour visite partielle du réacteur n° 2 (soit 2020) ;
- une fiche d'analyse du cadre réglementaire (FACR) en date du 21 juin 2018, sans référence sous assurance qualité (D5140/FACR/xx xxx) et très partiellement remplie puisque pour de nombreux attendus, la mention *XXXXXX* est portée sur le document.
Outre le fait que la date prévisionnelle de dépôt de la MTI n'a pas été respectée par le CNPE et que la FACR n'est pas sous assurance qualité et est incomplète, ce qui n'est pas satisfaisant pour un document qui doit faire l'objet d'un enregistrement et qui doit être auditable *a posteriori* (cf. les exigences de la DI074 citées supra), ces deux documents ne portent pas l'analyse de risques attendue pour la mise en place d'une MTI, l'analyse de besoin étant quant à elle extrêmement sommaire. En effet, ils n'identifient ni les risques associés à la phase de pose et de dépose de la MTI, ni les risques pendant la phase d'exploitation, ni les parades associées à ces risques (cf. logigramme en annexe de la DI074). Demande B5 : je vous demande de me transmettre l'analyse de risques réalisée **pour la mise**
en place de la MTI précitée **ainsi que le mode de preuve de la conformité de votre installation** modifiée temporairement vis-à-vis de l'attendu au titre **de l'analyse de risques (vérification de** la bonne pose de la MTI par un contrôle fonctionnel au titre d'une requalification ou par un contrôle indépendant), conformément aux exigences de la directive interne n° 074.
## C. Observations
C1. Vos représentants ont indiqué lors de l'inspection que la visite au palier d'épreuve de 206 bar du CPP du réacteur n° 2 est à ce jour planifiée au 26 juillet 2022. Les inspecteurs ont attiré l'attention de vos représentants sur la nécessité de prendre les dispositions adéquates afin de sécuriser au mieux cette échéance et d'informer l'ASN, dont les équipes procèderont à cette visite au palier d'épreuve, en cas de dérive majeure du planning d'arrêt. C2. A l'examen des gammes de maintenance préventive des cellules de ressuage 2 PMC 003/004 PX, les inspecteurs ont constaté qu'une des deux cellules est à ce jour indisponible en raison de l'impossibilité de manœuvrer la chape d'ouverture. Vos représentants ont indiqué que la pièce de rechange a été commandée et que la remise en conformité de la cellule est prévue à l'issue de la visite décennale du réacteur n° 2.
C3. Un examen visant à vérifier la programmation dans le DPA [3] de différents contrôles prévus par les PBMP CPP/CSP a été réalisé lors de l'inspection du 23 mars 2022. Les inspecteurs ont pu constater que les activités de contrôle prescrites par les PBMP étaient bien prévues sur l'arrêt 2D3822, même si celles-ci ne sont pas systématiquement reprises sous le même libellé que celui figurant dans les PBMP. C4. Les modalités de requalification de trois modifications matérielles réalisées avant le début de la quatrième visite décennale du réacteur n° 2 ont été examinées lors de l'inspection du 23 mars 2022. Ce contrôle n'a pas mis en évidence d'anomalie sur les points examinés par sondage.
C5. Par courriel en date du 4 avril 2022, vos représentants ont indiqué que l'écart de conformité n° 209 ne serait a priori pas soldé pour le redémarrage du réacteur n° 2 à l'issue de sa visite décennale. Comme déjà souligné dans le cadre du suivi de la visite décennale du réacteur n° 1 qui s'est déroulée en 2021, les inspecteurs s'interrogent sur la pertinence en termes de sûreté et de sécurité des intervenants d'uniquement mettre en place le boremètre RCV (circuit de contrôle chimique et volumétrique), [ce dispositif étant à installer le cadre du traitement de l'écart de conformité n° 209] mais de ne pas le mettre en exploitation. En effet, non seulement l'écart de conformité ne serait pas soldé puisque le boremètre ne serait pas mis en exploitation, ce qui ne présente donc aucun intérêt en termes de sûreté, mais en plus, l'installation du boremètre implique la mise en place d'une source neutron qui présente donc un risque d'exposition pour les intervenants. Les inspecteurs considèrent donc que la société EDF doit réaliser les actions nécessaires visant à obtenir l'autorisation préalable à la mise en exploitation du boremètre RCV avant la fin de la visite décennale du réacteur n° 2. C6. Une vingtaine de plans d'actions ouverts par le site suite à des anomalies ou des écarts a été examinée lors de l'inspection. A l'exception des constats formulés en demandes B2 et B5, cet examen n'amène pas les inspecteurs à formuler de demande particulière dans la présente lettre de suites.
C7. Plusieurs actions de progrès prises par le site suite à des inspections de l'ASN ou à des évènements significatifs ont été examinées lors de l'inspection. Les inspecteurs ont constaté une gestion globalement satisfaisante de ces actions et un respect des échéances annoncées. C8. Les inspecteurs ont pris note de la réalisation pendant l'arrêt 2D3822 d'une opération d'assainissement des circuits RCV et RRA (circuit de refroidissement à l'arrêt). Au regard des enjeux associés à cette activité, notamment en termes de dosimétrie, celle-ci fera l'objet d'un contrôle spécifique par l'ASN lors de l'arrêt.
##
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.
Signé par : Christian RON |
INSSN-LYO-2022-0531 | Lyon, le 8 avril 2022 Référence courrier :
CODEP-LYO-2022-016650 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de **Saint Alban** Electricité de France BP 31 38555 **SAINT MAURICE L'EXIL**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Saint Alban (INB nos 119 et 120)
Inspection n° INSSN-LYO-2022-0531 du 22 mars 2022 Thème : « Génie civil »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB
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 22 mars 2022 sur la centrale nucléaire de Saint Alban 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 22 mars 2022 portait sur le contrôle de l'organisation mise en place par la centrale nucléaire de Saint-Alban sur le thème du génie civil et s'est déroulée en deux parties.
Pour la première partie de l'inspection, les inspecteurs ont contrôlé :
- l'organisation de la section en charge des sujets relatifs au génie civil, l'habilitation des agents et le bilan de la revue annuelle de la section réalisée au titre de l'année 2021,
- la déclinaison locale des référentiels nationaux d'exigences d'EDF relatifs à la maintenance des ouvrages de génie civil considérés comme éléments importants pour la protection des intérêts1(EIP).
En particulier, les inspecteurs ont examiné par sondage les contrôles réalisés sur la centrale nucléaire de Saint-Alban au titre des programmes de base de maintenance préventive (PBMP) et des programmes locaux de maintenance préventive (PLMP),
- la gestion du traitement des écarts associés à ces contrôles ainsi que la gestion des demandes de travaux (DT) à la charge de la section génie civil de la centrale nucléaire de Saint-Alban,
- la surveillance exercée par EDF sur les prestataires en charge des visites de contrôles et de la maintenance des ouvrages de génie civil,
- la gestion du retour d'expérience réactif dans le domaine du génie civil.
Pour la seconde partie de l'inspection, les inspecteurs se sont rendus dans les installations et ont contrôlé, par sondage, l'état d'ouvrages de génie civil, notamment :
- au sein du bâtiment combustible (BK) du réacteur 2 : le radier inférieur, les puisards, les joints inter bâtiments et les charpentes métalliques en sous-face de la toiture ;
- des rétentions situées en zone contrôlée du réacteur 2 ; - des rétentions des aires de dépotage des groupes électrogènes de secours à moteur diesel et d'un diesel d'ultime secours (DUS).
Au vu de cet examen, il apparaît que l'organisation de la centrale nucléaire de Saint-Alban sur le thème du génie civil est satisfaisante. Les inspecteurs ont constaté que les missions de la section génie civil, les habilitations des agents ainsi que le partage des responsabilités entre les différents acteurs, sont clairement définis. Les inspecteurs ont relevé la bonne maîtrise par la centrale nucléaire de Saint-Alban des référentiels d'exigences applicables notamment en ce qui concerne le traitement des écarts des ouvrages et matériels de génie civil. Ils ont également noté que la définition des plans de surveillance des prestataires, réalisés pour 2021 et établis pour 2022, était globalement satisfaisante mais ont identifié un point de vigilance concernant la surveillance du prestataire en charge des visites de contrôle des ouvrages de génie civil.
Pour ce qui concerne la planification et la réalisation des contrôles des ouvrages de génie civil prescrits par les PBMP et PLMP, les inspecteurs ont noté un défaut de déclinaison des contrôles des charpentes métalliques identifiés dans le PBMP relatif au BK et à la bâche du circuit de réfrigération et de purification de l'eau des piscines (PTR).
Enfin, les inspecteurs ont constaté, sur le terrain, le bon état général des installations visitées.
## A. Demandes D'Actions Correctives Qualification Des Rétentions
Lors de l'analyse de la revue de performance de la section génie civil réalisée au titre de l'année 2021, les inspecteurs se sont intéressés à la gestion réactive (visite de contrôle et, le cas échéant, maintenance corrective) des aléas survenus. L'organisation mise en place et la gestion des évènements examinés n'appellent pas de remarque.
Les inspecteurs ont néanmoins investigué les deux situations suivantes :
- un déversement accidentel d'eau boriquée dans une rétention, classée EIP, située sous un réservoir du système de traitement des effluents primaires (TEP),
- un déversement accidentel d'acide sulfurique concentré dans une rétention, classée EIP, de la station de déminéralisation.
Les analyses réactives que vous avez conduites à la suite de ces évènements ont mis en évidence que les revêtements de ces rétentions présentaient des défauts remettant en cause son étanchéité (insert inétanche et fissure traversante). Vous avez néanmoins conclu que ces défauts n'avaient pas d'impact sur le respect de l'exigence définie d'étanchéité des rétentions, classées EIP, car, selon la note de qualification définie par vos services centraux, cette exigence est assurée par le béton armé de la rétention situé sous le revêtement.
Or, l'article 4.3.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose : « *I. ― Le stockage, l'entreposage et la manipulation de substances radioactives ou dangereuses sont interdits en dehors* des zones prévues et aménagées à cet effet en vue de prévenir leur dispersion. 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.
II. ― Les éléments susceptibles d'être en contact avec des substances radioactives ou dangereuses sont suffisamment étanches et **résistent à l'action physique et chimique de ces substances***. Il s'agit notamment :*
- *des récipients des stockages ou entreposages, des sols des zones et aires, et des capacités de rétention mentionnés* au I ;
- *des tuyauteries de transport, qui doivent en outre comporter des dispositifs de vidange ;*
- *des dispositifs de vidange associés aux récipients, capacités de rétention ou tuyauteries susmentionnés.* »
Dans les deux évènements suscités, les liquides qui se sont déversés dans les rétentions sont des effluents acides, particulièrement concentré pour le cas de l'acide sulfurique. Par ailleurs, lors d'un déversement accidentel, le retour d'expérience montre que le délai entre la survenue de l'aléa et l'évacuation des effluents est en moyenne de 24h (incluant notamment le délai de détection, généralement faite par les agents de terrain des équipes de conduite lors des rondes réalisées une fois par jour).
Si l'exigence définie d'étanchéité des rétentions suscitées, classées EIP, est assurée par le béton de ouvrages, vous devez démontrer que ce béton « *résiste à l'action physique et chimique* » d'effluents acide fortement concentré, susceptibles de s'y déverser, durant une durée de 24h. Or, au cours de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter aux inspecteurs les notes de démonstration afférentes. Demande A1 **: Je vous demande de me démontrer, au regard des dispositions réglementaires, que le béton**
des rétentions, situées sous les réservoirs « TEP » et l**es réservoirs d'acide concentré situés dans la station**
de déminéralisation, résiste à l'action physique et chimique des substances susceptibles **de s'y déverser.**
## Réalisation Des Contrôles Des Ouvrages De Génie Civil
L'article 2.5.1 du chapitre V de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification […]. 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 ce qui concerne les ouvrages de génie civil importants pour la protection des intérêts, vous avez transcrit ces exigences au sein de votre système de management intégré, via la déclinaison de programmes de base de maintenance préventive
(PBMP). Ces PBMP déterminent des actions de maintenance préventive et leurs périodicités associées afin de garantir que les exigences définies des ouvrages vis-à-vis de la protection des intérêts sont bien respectées.
Le PBMP référencé « *PB 1300-AM 121-02* », relatif au « génie civil du bâtiment combustible (BK) *et de la bâche PTR*2 des CNPE de *1300 MW* » et décliné dans la note référencée « *D4510 NT BEM MAI 05 0395* », traduit dans votre référentiel les exigences de l'article 2.5.1 suscité. Il établit la réalisation de contrôles des charpentes métalliques, et notamment l'examen de « la présence et le non desserrage (absence de jeu visible) des boulons et des écrous aux assemblages et aux appuis. Pour les ancrages par chevilles (concerne les planchers *métalliques), contrôle par* sondage (5%) :
- chevilles de type A1 et A2 (lorsqu'elles sont identifiables soit visuellement soit au travers du dossier *de réalisation)*
: desserrage, à l'aide d'une clé dynamométrique, au couple sur ¼ de tour maximum, *puis resserrage au couple,*
- autres types de chevilles (type de cheville non identifiable visuellement sans démontage ou type B) : *contrôle, par* application d'un léger couple, de l'absence de chevilles « tourne folle ».
Le jour de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter la traçabilité des contrôles par sondage des ancrages par chevilles et ont indiqué aux inspecteurs que ces contrôles n'avaient pas été déclinés dans les gammes de visite. Demande A2 : Je vous demande de réaliser de manière réactive, au plus tard sous deux mois, le contrôle des ancrages par chevilles des charpentes métalliques du BK et de la bâche PTR. Par la suite, vous mettrez en place des dispositions pour réaliser périodiquement ces contrôles, tel que prévu par la note locale D4510 NT BEM MAI 05 0395.
## Surveillance Des Intervenants Extérieurs
L'article 2.5.6 du chapitre V de l'arrêté du 7 février 2012 [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 » et l'article 2.2.2 dispose que « l'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une sur*veillance lui permettant de s'assurer […]* que les opérations qu'ils réalisent *respectent les exigences définies. […] Elle est documentée dans les conditions fixées à* l'article 2.5.6 ».
Les inspecteurs se sont intéressés aux programmes de surveillance, mis en œuvre en 2021, des deux principaux prestataires dans le domaine du génie civil intervenant sur votre installation, ct notamment celui concernant l'entreprise réalisant les visites de contrôle des ouvrages au titre des PBMP et PLMP, visites qui constituent des activités importantes pour la protection des intérêts (AIP).
Les inspecteurs ont noté que, lors de l'analyse préalable réalisée en amont de l'élaboration du programme de surveillance, vous aviez identifié un axe d'amélioration de l'entreprise prestataire concernant le contrôle technique de l'AIP qu'elle réalise. Or, après analyse des fiches de surveillance réalisées en 2021, les inspecteurs ont constaté qu'aucune action spécifique n'a porté sur ce sujet. De plus, les inspecteurs ont consulté les actions de surveillance prévues pour l'année 2022, et ont également constaté l'absence d'action de surveillance spécifique sur le thème du contrôle technique.
Demande A3 : Je vous demande de compléter le programme de surveillance, établi **pour l'année 2022,** de l'entreprise prestataire réalisant les visites de contrôle des ouvrages de génie civil **afin de prévoir des**
actions dédiées visant à assurer la conformité du **contrôle technique des activités.**
## Traitement Des Écarts
Les inspecteurs ont procédé, par sondage, au contrôle du traitement des demandes de travaux (DT) affectées à la section génie civil.
La DT n° 01168432, notamment, concerne l'équipement du circuit de ventilation du bâtiment combustible (DVK) repéré « DVK 062 FI ». Cet équipement est un EIP. La DT a été créée le 2 décembre 2021 à la suite de contrôles des ancrages des chevilles de cet équipement au cours desquels vous avez identifié plusieurs anomalies du génie civil (éclat du béton et fissures dans zone d'influence). La DT mentionne que les défauts identifiés nécessitent une caractérisation. Vous lui attribué une priorité de niveau 3, soit un traitement attendu sous deux mois. Les inspecteurs ont constaté que vous n'aviez pas procédé aux analyses attendues à la date de l'inspection. Or, l'équipement concerné étant un EIP, les défauts identifiés sont susceptibles de remettre en cause ses exigences définies, notamment sa qualification de tenue au séisme.
Demande A4 : Je vous demande de procéder dans les meilleurs délais **et au plus tard sous deux mois à la** caractérisation des défauts identifiés et de statuer sur leur impact vis-à-vis des exigences de tenue sismique de l'équipement repéré « DVK 062 FI ». **Le cas échéant, vous procéderez aux travaux de résorption des**
éventuels écarts dans des délais adaptés aux enjeux.
## Visite Des Installations
4
Les inspecteurs ont contrôlé, par sondage, l'état d'ouvrages de génie civil au sein du bâtiment combustible
(BK) du réacteur 2. Ils ont relevé les constats suivants :
- l'absence de fixation de capots de protection de joints inter-bâtiment,
- au niveau + 13,50m, une fissuration, avec présence de calcite, d'un voile se prolongeant jusqu'au joint inter-bâtiment entre le BK et le bâtiment des auxiliaires nucléaire (BAN),
- dans le local repéré « KB 1104 », au niveau +21,96m, dans lequel se trouvent des équipements du circuit de surveillance des rayonnements (chaîne « KRT ») :
o de multiples traces d'écoulement depuis le joint inter-bâtiment supérieur, o trois fissurations sur le voile situé entre le BK et le bâtiment réacteur.
Demande A5 : je vous demande de caractériser ces défauts et, le cas échéant, de prendre des dispositions pour les résorber. **Vous me ferez part des actions conduites.**
## B. Demandes D'Informations Complementaires Gestion Du Retour D'Expérience
Les inspecteurs ont examiné les fiches d'évènements (FEVE) reçues et émises par la centrale sur le thème du génie civil. Ils ont noté que vous aviez récemment émis une FEVE à la suite de la mise en évidence d'une incohérence entre deux référentiels d'exigences relatives à la gestion de la sectorisation incendie.
Lors de certaines phases de travaux, le retrait du calfeutrement de trémies ayant une exigence de sectorisation incendie peut être entrepris. Afin de compenser ce retrait, des bouchons « coupe-feu » sont mis en place de part de d'autre de ces trémies. A la fin du chantier, ces bouchons ne sont parfois pas retirés et le calfeutrement de la trémie n'est pas refait. Selon le référentiel relatif au génie civil, cette configuration ne relève pas d'une anomalie. Cependant, selon le référentiel de la gestion de la sectorisation incendie, décliné par les équipes du service conduite, cette configuration relève d'une fragilité de sectorisation dont la résorption est requise dans un délai de deux mois.
A la suite de l'émission de cette FEVE, un positionnement de vos services centraux est attendu afin de statuer sur cette incohérence.
Demande B2 : je vous demande de m'informer des conclusions **de l'analyse de vos services centraux et, le** cas échéant, des évolutions des référentiels qui en découleraient.
## C. Observations
Pas d'observation.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |