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INSSN-MRS-2022-0584	éférence courrier : CODEP-MRS-2022-014661 Monsieur le directeur du CEA CADARACHE 13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE Marseille, le 1er avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base LT4b- Prélèvements d'eau et rejets d'effluents N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection noINSSN-MRS-2022-0584 du 16/03/2022 à la STE (INB 37B) Références : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [2] 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 [3] DG/CEACAD/CSN/DO 2021-478 - NRA 0009 - indice 08 « 8 ème avancement des engagements pris dans la NRA 008 - juin 2021 » [4] DG/CEACAD/CSN/DO 2022-165 - Compte rendu d'événement significatif déclaré le 11/01/2022 « mise en évidence de marquages radioactifs de la terre accumulée dans le caniveau béton de l'ancienne canalisation de rejet des lots STE, hors périmètre INB » [5] DG/CEACAD/CSN DO 2021-684 - Etat d'avancement semestriel du plan d'actions du réexamen périodique - Septembre 2021 [6] Arrêté du 2 février 1998 modifié relatif aux prélèvements et à la consommation d'eau ainsi qu'aux émissions de toute nature des installations classées pour la protection de l'environnement soumises à autorisation dans sa version du 7 février 2012 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 37B a eu lieu le 16 mars 2022 sur le thème « prélèvements d'eau et rejets d'effluents ». 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 37B du 16/03/2022 portait sur le thème «Prélèvements d'eau et rejets d'effluents». Les inspecteurs ont vérifié le suivi des engagements pris par l'exploitant sur la gestion des eaux pluviales à la suite de plusieurs événements significatifs survenus ces dernières années concernant des terres marquées. Les inspecteurs ont notamment examiné le plan de contrôle « eaux pluviales » mis en place et son application sur le terrain. Des PV de contrôle ont été vérifiés par sondage. Les inspecteurs ont également abordé la durée du plan de contrôle, notamment celle du contrôle radiologique des eaux pluviales aux deux exutoires de l'installation, que l'exploitant propose d'arrêter au bout d'un an, soit en mai 2022. Les inspecteurs ont vérifié sur le terrain, par sondage, l'adéquation entre les PV de contrôle et l'état du réseau d'eaux pluviales. Ils ont également visité la vallée des cuves au bâtiment 322 et l'ancienne station d'accueil des effluents suspects au bâtiment 334. Les inspecteurs ont noté favorablement le bon état d'entretien des fossés enherbés d'eaux pluviales. Les rétentions de la vallée des cuves et de l'ancienne station d'accueil des effluents suspects présentent des dégradations pouvant remettre en cause leur étanchéité. Ce sujet est pris en compte dans le cadre du réexamen de sûreté de l'installation et sera traité, comme mentionné dans la note [5], après le retour d'expérience des travaux relatifs à la cuve T3 et au radier du bâtiment 333 prévus pour le 31 décembre 2022. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que la gestion des eaux pluviales est assez satisfaisante. En effet, bien que l'exploitant ait progressé en termes de contrôles et que des travaux ont été réalisés afin d'éviter un écoulement des eaux pluviales marquées vers les deux exutoires de l'installation, certains points restent à améliorer. La gestion des eaux pluviales n'est pas inclue dans le système de gestion intégrée de l'exploitant, les contrôles de « bon état et d'encombrement » des regards ou des canalisations n'incluent pas la vérification de leur étanchéité. Dans ce cadre, l'exploitant devra fournir une justification argumentée de l'arrêt demandé en mai 2022 des contrôles radiologique des eaux pluviales en sortie de l'installation. Des compléments sont également attendus concernant certains contrôles du plan « eaux pluviales ». ## A. Demandes D'Actions Correctives Système De Gestion Intégrée Le plan de contrôle « eaux pluviales » mis en place à la suite des engagements pris par l'exploitant et présenté dans la note [3] n'est pas inclus dans le système de management intégré de l'installation. Le plan de contrôle est toutefois pris en compte dans la planification de l'exploitation. La décision [2] dispose au I de l'article 4.1.1 que les installations sont conçues, construites, exploitées, mises à l'arrêt définitif, démantelées, entretenues et surveillées de façon à prévenir ou limiter les rejets directs ou indirects de substances susceptibles de créer une pollution, vers le milieu récepteur ou les réseaux d'égouts. Le II de l'article précité dispose que l'exploitant précise dans le système de gestion intégrée les dispositions d'exploitation et d'entretien mises en œuvre pour l'application du I. A1. Je vous demande, conformément à l'article 4.1.1 de la décision [2], de préciser dans votre système de gestion intégrée les dispositions d'exploitation et d'entretien mises en œuvre pour l'entretien et la surveillance de l'installation 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. Vous me rendrez compte de la mise en mise en œuvre de ces dispositions. ## Etanchéité Des Rétentions Et Des Puisards Des Cuves Des Bâtiments 334 Et 322 Lors de la visite terrain les inspecteurs ont constaté que la rétention béton des deux cuves du bâtiment 334 comportait des désordres de types épaufrures. Ces cuves ont pour but de récupérer l'eau de pluie tombée dans la rétention, par pompage, depuis un puisard situé dans cette rétention. Ces eaux sont ensuite dirigées vers la cuve T3 d'effluents industriels du bâtiment 333. De même, les inspecteurs ont constaté que les rétentions en béton des cuves de la vallée des cuves (bâtiment 322) comportaient des dégradations. Les rétentions se rejettent successivement dans des puisards jusqu'à atteindre le dernier puisard avant rejet vers les cuves d'effluents industriels du bâtiment 333. Les rétentions des bâtiments 334 et 322 ainsi que les puisards associés ne disposent pas de plan de contrôle, ce qui ne permet pas de justifier de leur étanchéité et son maintien, ni d'apprécier la vitesse de dégradation au regard des délais de réfection prévus dans la note [5], et de déconstruction dans le projet de démantèlement. La décision [2] dispose à l'article 2.3.1 que les équipements et éléments nécessaires à la collecte au traitement et aux transferts des effluents sont conçus, construits et exploités de façon à éviter les rejets non maitrisés dans l'environnement. À cet effet, des dispositions sont prises par l'exploitant de façon à assurer une étanchéité suffisante ou la collecte d'éventuelles fuites de toutes les canalisations ou tuyauteries de transfert des effluents. A2. Je vous demande, conformément à l'article 2.3.1 de la décision [2] de justifier que la rétention du bâtiment 334, le puisard équipant la rétention et la tuyauterie de transfert vers le réseau des eaux industrielles permettent effectivement d'éviter les rejets non maîtrisés dans l'environnement, notamment considérant leur étanchéité. Le cas échéant, vous me rendrez compte de votre plan d'action et de la mise en mise en œuvre des dispositions prises pour assurer une étanchéité suffisante ou la collecte d'éventuelles fuites. Séparation entre les eaux de ruissellement du talus nord de la vallée des cuves et les eaux du caniveau périphérique de la vallée des cuves L'article 13 de l'arrêté [6] dispose que les réseaux de collecte des effluents séparent les eaux pluviales (et les eaux non polluées s'il y en a) et les diverses catégories d'eaux polluées. Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont constaté que le muret du talus nord de la vallée des cuves permettant de séparer les eaux pluviales ruisselant sur le talus nord, des eaux pluviales recueillies dans le caniveau périphérique de la vallée des cuves est dégradé : un moellon est manquant. Les eaux pluviales ruisselant sur le talus ne sont pas retenues par le muret et se dirigent ainsi dans le caniveau entourant la vallée des cuves. A3. Je vous demande de procéder à la réparation du muret afin de rétablir la séparation des eaux. ## B. Compléments D'Information Compte Rendu De L'Événement Significatif Déclaré Le 11 Janvier 2022 - Terres Marquées L'exploitant a transmis un compte rendu d'événement significatif [4] à la suite de la mise en évidence de radioéléments d'origine artificielle (241-Am et 137-Cs), en dehors du périmètre de l'INB 37B, dans la terre présente dans le caniveau béton de l'ancienne canalisation de distillats. L'exutoire de ce caniveau est à la station d'épuration du centre. L'analyse des causes réalisée identifie deux causes profondes : la mise en évidence de radioéléments d'origine artificielle et l'origine historique présumée. Les mesures correctives réalisées sont des investigations complémentaires aux abords de la canalisation, en limite de périmètre. B1. Je vous demande de compléter ce compte rendu [3] au moins avec les informations suivantes : Le résultat des investigations sur le lieu d'origine du marquage tel que présenté durant l'inspection. L'ajout de photos en référence au plan de situation fourni, de l'origine jusqu'à l'exutoire du caniveau. La localisation de l'exutoire du caniveau qui collecte des eaux de pluie qui sont a priori uniquement collectées à partir des dalles du caniveau. Si celles-ci sont conduites vers les cuves de la station d'épuration des eaux industrielles (avant rejet vers les bassins 3000), les résultats des dernières mesures de curage des boues des cuves et leur destination. Les mesures prises en termes de radioprotection, notamment concernant l'affichage et la limitation des interventions au niveau des zones marquées depuis le départ du caniveau jusqu'à son exutoire. Vous pourrez utilement vous positionner sur les actions prévues pour l'assainissement et la déconstruction de cette structure qui n'est plus utilisée aujourd'hui et non étanche. ## Contrôles Visuels Annuels De Bon État Et De L'Encombrement Des Regards Les contrôles visuels annuels de bon état et de l'encombrement des regards 02, 09, 11, 26 et 22 constituant des nœuds du réseau EP (contrôle n°5 de l'annexe 2 de la note [3]) et les contrôles visuels de bon état et de l'encombrement des autres regards du réseau EP (contrôle n°6) n'ont pas été finalisés. ## B2. Je Vous Demande De Transmettre : les résultats des contrôles visuels annuels de bon état et de l'encombrement des regards 02, 09, 11, 26 et 22 (contrôle n°5 de l'annexe 2 de la note [3]) et des autres regards du réseau EP (contrôle n°6). les résultats des analyses réalisées sur les prélèvements d'eau et/ou des dépôts présents dans les regards et dessableurs ayant fait l'objet du contrôle de bon état et d'encombrement (contrôle n°7). Critères de contrôle de bon état et de l'encombrement des regards et des canalisations d'eaux pluviales Le critère permettant de statuer sur le bon état et l'encombrement des regards et des canalisations est basé uniquement sur le bon écoulement des eaux pluviales (contrôles n°5, 6 et 8 de l'annexe 2 de la note [3]), ce qui ne permet pas de statuer sur l'étanchéité des dispositifs. B3. Je vous demande de compléter vos critères afin de justifier de l'étanchéité des regards et des canalisations. ## Etanchéité Des Canalisations Le rapport d'inspection télévisée de TELEREP du 9 janvier 2020 (rapport n° 2000 4 I) allant du regard DPLV01 à l'exutoire indique la présence de fissures longitudinales de 3 mm et 2 mm de la canalisation. B4. Je vous demande de vous positionner sur la bonne étanchéité des canalisations à la suite des inspections télévisées réalisées. Vous justifierez de l'opportunité de réaliser des tests « fumées » comme prévu dans l'action 11a de la note [3]. Le cas échéant, vous fournirez un plan d'action de réparation des canalisations. Surveillance radiologique des rejets d'eaux pluviales aux deux exutoires de l'installation L'exploitant a mis en place un plan de surveillance des rejets des eaux pluviales qui consiste à mettre en place un préleveur automatique au niveau de chacun des deux exutoires et de procéder à l'analyse radiologique des rejets en ces points en période de pluie. Dans la note [3], l'exploitant prévoit une surveillance d'un an dont l'échéance est en mai 2022. Le critère d'arrêt de cette surveillance renforcée mise en place sur un an est l'absence de valeurs supérieures à 0,1 Bq/l en alpha global et à 0,15 Bq/l en bêta global. Les dernières analyses dépassant ces seuils datent du mois de septembre 2021 et les dernières analyses transmises à ce jour, du mois de décembre 2021. De plus, l'origine du marquage n'a pas été identifiée et des marquages avaient été constatés dans les prélèvements mensuels de mai à septembre 2021. B5. Je vous demande de justifier que le plan de contrôle mis en place à l'annexe 2 de la note [3] est suffisant pour s'assurer de la détection et de la gestion d'éventuelles pollutions de manière pérenne. Vous justifierez notamment que les exigences définies et la fréquence des contrôles sont suffisantes. B6. Votre proposition d'arrêter les prélèvements et analyses radiologiques des eaux pluviales aux deux exutoires de l'installation (contrôle n°1 de l'annexe 2 de la note [3]) au bout d'un an, soit en mai 2022, devra être argumentée notamment considérant les dispositions de l'article 4.1.14 de l'arrêté INB qui dispose que les eaux pluviales collectées dans les conditions mentionnées à l'article 4.1.9 ne peuvent être rejetées qu'après contrôle de leur qualité et, si besoin, traitement approprié et l'analyse du retour d'expérience des mesures réalisées pendant l'année. ## C. Observations Contrôle De L'Encombrement Et De L'État Des Caniveaux Béton Le PV de contrôle visuel annuel de l'encombrement et de l'état des bétons des caniveaux du 04/02/22 ne prend pas en compte la dernière version du plan du réseau des eaux pluviales « INB 37B STE pluvial - 2021 03 indice H du 16 juillet 2021 ». C1. Il conviendra de mettre à jour le PV de contrôle annuel de l'encombrement et de l'état des bétons des caniveaux avec la dernière version du plan des réseaux des eaux pluviales. 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-BDX-2022-0066	Référence courrier : CODEP-BDX-2022-019731 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX Bordeaux, le 3 mai 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base. CNPE de Golfech N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection n° INSSN-BDX-2022-0066 Séisme 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°2013-DC-0360 modifié de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base ; [4] Lettre de suite de l'ASN réf. CODEP-BDX-2018-038996 de l'inspection n° INSSN-BDX2018-0051 du 28 juin 2018 relative à la thématique « séisme » ; [5] Lettre de suite de l'ASN réf. CODEP-BDX-2021-022759 du 11 mai 2021 de l'inspection n° INSSN-BDX-2021-0071 des 17 et 18 mars 2021 relative à la source froide ; [6] Réponse du CNPE de Golfech à la lettre de suite d'inspection CODEP-BDX-2021-022759 réf. D5067/SSQ/RHN/SDA/21-081 du 2 juillet 2021 ; [7] Fiche de caractérisation d'écart constat CAMELEON A0000232746 du 18 août 2021 ; [8] Compte rendu d'analyse D454420010162 [0] de l'événement significatif pour la sûreté relatif aux anomalies de serrage ayant entraîné un désaccouplement pompe-moteur des pompes 1 PTR 021 PO et 2 PTR 022 PO, référence technique D5067CRESS202008 ; [9] Compte rendu d'analyse D454421001722 [0] de l'événement significatif pour la sûreté relatif au non-respect d'une exigence de qualification au séisme des composants électriques des armoires 1/2:SFI 501 et 502 AR, référence technique D5067CRESS202025 ; [10] Note EDF « Management du risque agression et compétence » du CNPE de Golfech réf. D454421019939 ind. 0 du 18 août 2021 ; [11] Lettre d'annonce ASN de l'inspection CODEP-BDX-2022-005658 du 3 février 2022. ## 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 10 et 11 mars 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech sur le thème « séisme ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection en objet concernait l'organisation du CNPE pour la gestion du risque sismique comprenant les effets direct d'un séisme et le risque de « séisme-événement1 », ainsi que la mise en œuvre des mesures de prévention correspondantes sur vos installations. Les inspecteurs se sont rendus dans les locaux du réacteur 1, dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) et dans le bâtiment réacteur (BR) afin d'examiner l'état et l'environnement de l'instrumentation sismique, l'environnement de certains matériels et éléments importants pour la protection des intérêts (EIP) au sens de l'arrêté [2] et l'arrimage des échafaudages montés pour les opérations de maintenance prévues lors de l'arrêt pour maintenance et rechargement en combustible en cours lors de l'inspection. Les inspecteurs se sont également rendus en salle de commande du réacteur 1, dans le local de la baie sismique EAU et auprès de l'accéléromètre en champ libre afin d'en vérifier l'état et la disponibilité. Du fait d'une préparation insuffisante de l'inspection de la part de l'exploitant, vos représentants chargés d'accompagner les inspecteurs sur le terrain n'ont pas été en mesure de les guider devant l'ensemble de l'instrumentation sismique présente sur le site. Les inspecteurs ont examiné le pilotage par l'exploitant des risques « séisme » et « séisme événement », la formation des personnels, la maintenance de l'instrumentation sismique, la prise en compte des risques lors des opérations de maintenance des EIP et le retour d'expérience. Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que le pilotage de la prévention du risque sismique est globalement satisfaisant, des améliorations ayant été constatées depuis la précédente inspection sur ce thème [4]. Ils soulignent la bonne gestion de l'installation des échafaudages vis-à-vis du risque de « séisme-événement » : démarche d'arrimage par défaut, analyses de risque, connaissance et appropriation du référentiel de sûreté. Cependant, les inspecteurs considèrent que la préparation de l'inspection par le CNPE, le suivi de la maintenance de l'instrumentation sismique et la prise en compte du risque sismique sur vos matériels qualifiés sont perfectibles et nécessitent des actions correctives de votre part. Les inspecteurs attirent particulièrement votre attention sur le manque de préparation de cette inspection par vos représentants alors qu'elle vous avait été annoncée par courriel le 3 février 2022 [9], soit plus d'un mois à l'avance. Cette situation, qui s'est déjà produite pour certaines inspections passées, doit être remédiée. Des actions correctives efficaces sont attendues de votre part afin qu'elle ne se reproduise plus. ## A. Demandes D'Actions Correctives Préparation De L'Inspection Cette inspection a été annoncée par courriel du 3 février 2022 [11], et son ordre du jour vous a été communiqué par l'ASN le 4 mars 2022. Celui-ci mentionnait explicitement un certain nombre de matériels en lien avec la thématique qui seraient abordés lors des échanges en salle et qui feraient l'objet d'un contrôle par les inspecteurs sur le terrain. Le jour de l'inspection, plusieurs de ces équipements n'ont pas pu être examinés par les inspecteurs en raison d'une part, d'une méconnaissance par les accompagnateurs des inspecteurs des locaux dans lesquels ils sont situés et d'autre part, de problèmes d'accès à ces locaux qui n'avaient pas été anticipés par vos représentants. Ce point ainsi que celui évoqué au paragraphe « demandes d'informations complémentaires » relatif à la maintenance des matériels sismiques du système d'instrumentation de l'enceinte (EAU) mettent en évidence une préparation insuffisante de cette inspection par vos services. De telles insuffisances ont déjà été mises en évidence par l'ASN à l'occasion de précédentes inspections. A.1 : L'ASN vous demande de modifier votre organisation afin de renforcer la qualité de la préparation par vos équipes de l'ensemble des inspections programmées qu'elle mène sur votre site. Vous lui transmettrez le plan d'action que vous comptez mettre en œuvre pour y parvenir. ## Maintenance Préalablement à l'inspection, vous avez communiqué aux inspecteurs, en réponse à leur demande, les derniers rapports rédigés par le prestataire qui a réalisé la dernière opération de maintenance du système d'instrumentation de l'enceinte (EAU) au mois de mai 2020, conformément à votre référentiel. Ces rapports comportent plusieurs remarques et observations nécessitant une action ou un suivi de votre part. Lors de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter aux inspecteurs les actions que vous avez mises en œuvre à la suite de la maintenance réalisée en 2020. Depuis l'inspection, vos services ont indiqué aux inspecteurs avoir analysé après l'inspection les constats mentionnés dans la gamme de maintenance réf. R20LY2629. Vous avez notamment ouvert le plan d'action (PA) n° 271492 et demandé à l'entreprise prestataire de développer une correction de l'application utilisée. Cependant, vous n'avez pas démontré la prise en compte des constats mentionnées sur le compte-rendu de maintenance réf. DRT03276751-01. A.2 : L'ASN vous demande de prendre en compte les constats mentionnés dans le compte-rendu de maintenance réf. DRT03276751-01. Vous lui communiquerez le PA n°271492 et lui rendrez compte des actions engagées et en cours à l'issue des opérations de maintenances prévues en 2022 ; A.3 : L'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience du constat des inspecteurs en renforçant votre organisation afin de vous assurer que les remarques et observations issues des comptes rendus des opérations de maintenance réalisées sur l'ensemble de vos équipements soient analysées et que l'absence éventuelle de leur prise en compte soit justifiée. Vous lui rendrez compte des actions engagées en ce sens. ## Analyse Des Écarts A la suite de l'inspection de l'ASN des 17 et 18 mars 2021 sur la source froide, vous avez répondu à la lettre de suite [5] par votre courrier [6]. La réponde à la question A.9 qui portait sur la présence constatée par les inspecteurs de plusieurs goujons sous-implantées sur le clapet 2 SEC 007 VE du système d'eau brute secourue, concluait à l'acceptabilité en l'état des anomalies existantes accompagné d'un engagement de remise en conformité selon les règles de l'art à l'échéance de la prochaine visite complète de la pompe 2 SEC 003 PO. En réponse à une demande complémentaire de précision des inspecteurs quant à la prise en compte du risque sismique dans votre analyse, vous avez ouvert un plan d'action et transmis une fiche de caractérisation de constat FCC [7] à vos services centraux pour faire valider votre analyse d'absence de nocivité des anomalies mises en évidence par les inspecteurs au regard des requis d'opérabilité en cas de séisme. Au mois de décembre 2021, vous avez présenté une première analyse du risque sismique en réponse à la demande des inspecteurs. Celle-ci, portée par le PA n°234948, doit encore être validée par vos services centraux à l'échéance du 30 juin 2022. Les inspecteurs constatent que la réponse apportée à la demande A.9 du courrier [5] par votre courrier [6] portait sur une analyse incomplète qui ne tenait pas compte du requis sismique du matériel constaté en anomalie. De plus, ils considèrent qu'un délai supérieur à un an pour mener la caractérisation complète d'un constat sur un matériel qualifié présentant un requis de fonctionnement en cas de séisme est beaucoup trop long. A.4 : L'ASN vous demande de la tenir informée du positionnement de vos services centraux en réponse à la FCC [7] et des mesures correctives que vous pourriez être amené à prendre ; A.5 : L'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience de l'incomplétude de votre analyse initiale du maintien en l'état du clapet 2 SEC 007 VE à la suite de l'inspection [5]. Vous l'informerez des modifications organisationnelles que vous comptez prendre afin de garantir que les requis sismiques des EIP soient toujours pris en compte dans le traitement des anomalies et écarts concernant ces EIP au sens de l'arrêté [2]. ## Evénements Significatifs Pour La Sûreté Les inspecteurs ont examiné les comptes rendus d'analyse d'événements significatifs en lien avec la prévention des risques de séisme et de séisme événement [8] et [9]. Les inspecteurs considèrent que le compte rendu d'analyse de l'événement significatif relatif aux anomalies de serrage ayant entraînées un désaccouplement pompe-moteur des pompes 1 PTR 021 PO et 2 PTR 022 PO du système de traitement et de réfrigération des eaux de piscine (PTR) [8] est incomplet. En effet, il ne mentionne pas si les activités de maintenance préventive ont été réalisées par la même entreprise sous-traitante sur les deux pompes ce qui ne permet pas à l'analyse d'aborder la piste d'un éventuel défaut de connaissance ou de procédure communes. De plus, les sujets du contrôle technique et de la surveillance de l'entreprise sous-traitante ne sont pas abordés alors que ces actions auraient pu permettre de détecter l'absence d'une vis de blocage que vous avez identifiée comme étant à l'origine de l'événement. Les actions correctives n° 3 et 4 définies dans le compte-rendu d'analyse [8] et référencées A0000152548 et A0000152549, concernent la mise à jour de documents et l'action corrective n°5 référencée A0000152551 consiste à formaliser les débriefings après les interventions de maintenance sur les éléments importants pour la protection des intérêts au sens de l'arrêté [2]. A.6 : L'ASN vous demande de mettre à jour votre compte-rendu de l'événement [6] en complétant votre analyse avec la prise en compte des éventuels défauts de connaissance ou de procédures communes liés à une même entreprise ainsi que des défaillances du processus de définition des contrôles techniques et de surveillance de votre sous-traitant. Vous lui transmettrez le compte rendu d'analyse mis à jour ; A.7 : L'ASN vous demande de réaliser le bilan de l'actions corrective n°5 que vous lui transmettrez accompagné des documents visés par les actions correctives n° 3 et 4 mis à jour. Les inspecteurs considèrent que le compte rendu d'analyse de l'événement significatif relatif au nonrespect d'une exigence de qualification au séisme des composants électriques des armoires 1/2:SFI 501 et 502 AR en référence [9] est incomplet. En effet, vous avez identifié que l'origine principale de cet événement est une mauvaise prise en compte par l'entreprise sous-traitante des spécifications techniques relatives à la tenue sismique de ces matériels. Or, votre analyse n'aborde pas le processus de réception des équipements neufs vous permettant de vous assurer qu'ils respectent les spécifications techniques définies. Les actions correctives n°1 et 2, référencées A0000196955 et A0000196957, concernent la sécurisation de transmission et de la prise en compte des spécifications techniques par l'entreprise sous-traitante. A.8 : L'ASN vous demande de mettre à jour votre compte rendu de l'événement [7] en complétant votre analyse avec la prise en compte des défaillances de votre processus de réception des équipements neufs. Vous lui transmettrez le compte rendu mis à jour accompagné de l'avancement des actions correctives n°1 et 2. ## Formation Lors de l'inspection, plusieurs personnes de l'équipe de quart du jour n'avaient pas fait l'objet du recyclage prévu par votre référentiel [10]. A la suite de l'inspection, vous avez prononcé des équivalences pour ces personnes sur la base d'une présentation réactive des supports de formation. Vous avez également engagé une action similaire pour l'ensemble des personnels du service conduite. Cependant la problématique des recyclages n'est pas spécifique à la prévention des risques « séisme » et « séisme-événement » et les inspecteurs s'interrogent sur le suivi de l'ensemble des recyclages auxquels vos personnels sont soumis. A.9 : L'ASN vous demande de vous assurer que l'ensemble des formations et recyclages nécessaires dans les domaines du séisme et du « séisme événement » ont soit été suivis par vos personnels, soit fait l'objet d'une équivalence. Vous lui rendrez compte du bilan de cette action. ## Suivi Des Indicateurs La maitrise du risque « séisme » et « séisme événement » est rattachée au sous processus maitrise du risque agression (MRA). Le compte rendu de la revue de pilotage MRA de l'année 2021 présente les indicateurs de suivi dont le nombre d'événements significatifs en lien avec les risques d'agression déclarés sur les dernières années. Pour l'année 2020, l'indicateur ne mentionne aucun ESS alors que, lors de la préparation de l'inspection, vous avez identifié deux événements significatifs déclarés en 2020 en lien avec le risque « séisme » ou « séisme-événement ». Par ailleurs, cet indicateur ne fait pas l'objet d'un suivi par le pilote des thématiques « séisme » et « séisme-événement ». Le suivi des indicateurs étant un des points d'entrée de la revue de pilotage MRA, les inspecteurs considèrent qu'une erreur dans les indicateurs est de nature à fausser votre analyse de la pertinence de l'organisation que vous avez mise en place afin de vous prémunir des risques d'agression. A.10 : L'ASN vous demande de vous assurer de l'exactitude des indicateurs vous permettant d'analyser la pertinence de votre organisation au travers des revues de processus. ## Opération De Dépotage Hors Aire Dédiée L'article 4.3.7 de la décision [3] stipule que « L'exploitant prend toutes les précautions nécessaires pour éviter tout renversement de substances susceptibles de créer une contamination radioactive ou une pollution chimique des eaux ou des sols, notamment lors d'opérations de transport interne ou de manipulation sur des aires de stockages ou de dépotage. ». Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté que le dépotage d'un camion-citerne était en cours au niveau du bâtiment de traitement des effluents (BTE). La citerne en cours de dépotage n'était pas positionnée entièrement sur l'aire de dépotage équipée d'une rétention du fait de la présence d'une autre citerne stationnée sur cette aire. A.11 : L'ASN vous demande de lui communiquer votre analyse de cette situation et de lui présenter les actions que vous mettrez en œuvre afin de la corriger durablement. ## Confinement Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté que la porte pare-flamme 1 JSN 546 QP était maintenue ouverte à l'aide d'un distributeur de gel hydro alcoolique. Cette situation engendrait un fort courant d'air du fait de la présence d'une porte extérieure maintenue ouverte en raison du transit de matériels. Cette situation ne vous permettait pas de respecter la sectorisation et le confinement dynamique de vos installations. A.12 : L'ASN vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin d'assurer le confinement dynamique de vos installations conformément à votre référentiel. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Surveillance De La Maintenance De L'Instrumentation Sismique Du Système Eau Le I de l'article 2.2.2 de l'arrêté [2] dispose que : « L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer […] que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies, […]. Cette surveillance est proportionnée à l'importance […] des activités réalisées. Elle est documentée dans les conditions fixées à l'article 2.5.6. Elle est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. » L'article 2.5.4 de l'arrêté [2] dispose que : « I. - L'exploitant programme et met en œuvre des actions adaptées de vérification par sondage des dispositions prises en application des articles 2.5.2 et 2.5.3 ainsi que des actions d'évaluation périodique de leur adéquation et de leur efficacité. Les personnes réalisant ces actions de vérification et d'évaluation sont différentes des agents ayant accompli l'activité importante pour la protection ou son contrôle technique. Elles rendent compte directement a une personne ayant autorité sur ces agents. II. - Lorsque les activités importantes pour la protection ou leur contrôle technique sont réalisés par des intervenants extérieurs, ces actions de vérification et d'évaluation constituent une action de surveillance des Intervenants extérieurs concernes et les dispositions de l'article 2.2.3 s'appliquent ». Par ailleurs l'article 2.5.6 de l'arrêté [2] stipule que : « Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protèges, conserves dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. » En réponse à la demande A.5 de la lettre de suite de l'inspection précédente [4], vous aviez présenté la stratégie de surveillance qui serait mise en place pour les futures opérations de maintenance de l'instrumentation sismique du système EAU. Cette stratégie reposait sur une réunion préalable, la réalisation de plusieurs points d'arrêts nécessitant la présence d'un agent du CNPE de Golfech lors de certaines phases de maintenance identifiées et la transmission d'un rapport de fin d'intervention (RFI) provisoire préalablement au départ du site de l'entreprise. Du fait du manque de préparation faisant l'objet de la demande A.1 du présent courrier, les éléments relatifs aux plans de surveillance du prestataire chargé de la maintenance de l'instrumentation sismique du système EAU n'ont été communiqués aux inspecteurs qu'après l'inspection. Les documents transmis n'ont pas permis de vérifier l'application de la stratégie présentée à l'ASN en réponse à la demande A.5 de la lettre de suite de l'inspection précédente [4] et ne mentionnent pas de RFI provisoire. B.1 : L'ASN vous demande de lui justifier la mise en œuvre dès 2020 de la stratégie de surveillance, présentée en réponse à la lettre de suite de l'ASN [4], des opérations de maintenance de l'instrumentation sismique du système EAU. ## Retour D'Expérience Depuis le 1er janvier 2021, vous avez contractualisé le montage des échafaudages avec une nouvelle société sous-traitante à laquelle vous n'avez pas communiqué le retour d'expérience enregistré sur vos installations par le précédent titulaire du contrat. Vous avez mentionné que le précédent titulaire du contrat était « propriétaire » de son retour d'expérience qu'il ne vous avait pas communiqué. B.2 : L'ASN vous demande de lui communiquer le retour d'expérience que vous tirez de cette situation. Vous lui préciserez comment vous comptez capitaliser le retour d'expérience futur tiré de l'activité de montage et démontage des échafaudages. Echafaudages Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont noté la présence d'échafaudages dont le montage était interrompu en fin de journée. Ils s'interrogent sur les dispositions que vous mettez en œuvre afin d'assurer la sécurisation de ces échafaudages lors des phases d'arrêt de montage telles que les nuits. B.3 : L'ASN vous demande lui communiquer les dispositions que vous mettez en œuvre afin d'assurer la sécurisation de des échafaudages lors des phases d'arrêt de montage. Les inspecteurs ont relevé que l'entreprise sous-traitante chargée du montage des échafaudages souhaitait que soit mise en place une action de surveillance pour les échafaudages montés à proximité d'éléments importants pour la protection des intérêts. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que cette surveillance n'était pas mise en place du fait de l'organisation interne du service chargé de superviser le montage des échafaudages qui ne dispose pas des moyens humains adaptés. B.4 : L'ASN vous demande de lui communiquer le détail de l'organisation que vous mettrez en œuvre afin de répondre à la demande de votre sous-traitant. Vous en justifierez le caractère proportionné aux enjeux de sûreté. ## Visite Des Installations Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté que l'accéléromètre en champ libre 0 EAU 104 MW présentait une discontinuité de la protection de son câblage d'alimentation. Dans le BR, ils ont constaté que l'accéléromètre 1 EAU 101 MV situé au niveau -2 m ne présentait pas d'affichage mentionnant la sensibilité aux chocs de ce matériel. Ils s'interrogent également sur la prise en compte de ce capteur dans les analyses de risques des interventions réalisées sur les matériels situés à proximité, telle que la vanne 1 EVR 032 VA du système de ventilation continue du BR et du puit de cuve (EVR). Dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), les inspecteurs ont constaté qu'une protection de couleur orange présente autour de l'accéléromètre 1 EAU 103 MV et de l'accélérographe 1 EAU 111 MV était abîmée et que les marquages rouges permettant de contrôler l'absence de desserrement des boulons et écrous des coffrets de protection des capteurs 1 EAU 602 et 603 SV n'étaient pas alignés. Les inspecteurs ont également constaté que l'accélérographe 1 EAU 115 MV situé à proximité de la salle de commande du réacteur 1 était situé sous un plancher métallique. Ils s'interrogent sur l'accessibilité de ce matériel dans les situations nécessitant la lecture des informations enregistrées. B.5 : L'ASN vous demande de lui communiquer les conclusions de vos analyses de ces constats ainsi que les actions correctives que vous mettrez en œuvre le cas échéant. ## Maintien De La Qualification Des Matériels Aux Conditions Accidentelles Les inspecteurs se sont intéressés à la prise en compte du risque séisme lors des interventions de maintenance sur les matériels qualifiés. Ils ont étudié les dossiers des vannes 1 RIS 242 et 243 VB du système d'injection de sécurité. Ils ont constaté, dans les dossiers de suivi des interventions (DSI) la présence de mention « RPMQ » pour les phases de l'intervention susceptibles de remettre en cause la qualification du matériel aux conditions accidentelles. Vos représentants ont indiqué que cette pratique était mise en œuvre par l'ensemble des spécialités du service travaux pour les éléments importants pour la protection des arrêtés au sens de l'arrêté [2]. Les inspecteurs considèrent cette mention comme une bonne pratique et s'interrogent sur la mise en œuvre d'une démarche similaire par les autres services du CNPE chargés de matériels qualifiés. Dans les dossiers consultés, les inspecteurs ont également relevé la présence d'un PV de récolement destiné à attester de la conformité du freinage du matériel. Vos représentants ont précisé que ce PV était une spécificité de la spécialité « robinetterie ». Les inspecteurs considèrent ce PV de récolement comme une bonne pratique et s'interrogent sur la mise en œuvre d'une démarche similaire par les autres spécialités. B.6 : L'ASN vous demande de lui communiquer votre positionnement sur l'opportunité d'étendre les bonnes pratiques observées par les inspecteurs à l'ensemble des services et métiers impliqués dans l'utilisation ou la maintenance des EIP pour assurer le maintien de la qualification des matériels aux conditions accidentelles. ## Traitement Des Écarts Lors du contrôle des ancrages du système de mise en dépression de l'espace entre enceintes (EDE), vous avez identifié le sous-dimensionnement des chevilles d'un ancrage. Votre analyse, portée par le PA n° 125141, vous conduit à renforcer le support. Les inspecteurs ont constaté que le PA ne mentionne pas, en référence croisée, le numéro de l'ordre de travail correspondant aux actions prévues. B.7 : L'ASN vous demande de lui communiquer le numéro de l'ordre de travail permettant de remettre en conformité le support du système EDE identifié dans le PA n° 124141 et de l'informer de la bonne réalisation des travaux prévus. Lors du contrôle des ancrages du système de ventilation des locaux des systèmes d'aspersion de l'enceinte et de l'injection de sécurité basse pression (DVS), vous avez identifié la présence de chevilles abandonnées sur plusieurs supports. Votre analyse, portée par le PA n° 151520, vous a conduit à ne pas remettre en conformité un des supports sur la base de la note de justification réf. PGF05V020011430MINB. Cette note appelle les remarques et interrogations suivantes : Le modèle de calcul du support S9 en page 4/33 ne semble pas correspondre aux photos présentées en page 3/33 ; Le calcul de la fréquence propre de 94 Hz (93,418 Hz) retenue pour la gaine en page 5/33 n'est pas vérifiable, il est nécessaire de communiquer les éléments visés par le rapport : annexe 5 de la note d'étude réf.EMEIS050223 ind.C « Réévaluation sismique des gaines de ventilation par inspection - Annexe technique » ; Les tableaux de résultats de la vérification des supports S10 et S9 en page 5/33 ne permettent pas de comprendre les étapes du calcul et l'établissement des efforts mécaniques sur le pendard et les chevilles. Ces calculs doivent être détaillés notamment pour le calcul des masses des tronçons, les combinaisons de chargements sismiques, la pertinence de la répartition des efforts retenus, ainsi que les calculs de vérification du dimensionnement des chevilles et du pendard ; Les efforts repris par le support S11 ne sont pas détaillés ce qui ne permet pas de justifier la mention en page 5/33 du caractère majorant du calcul effectué par le support S9 ; La fiche de constat en page 24/33 porte le n°251 et il est fait référence au constat n°474 en page 6/33. Les inspecteurs s'interrogent sur le contenu des fiches de constats absentes de la note ; Dans la fiche de constat 251 en page 24/33, il est mentionné « Action ITM GC : Voir tableau ». Il est nécessaire de préciser à quel tableau il est fait référence ; En page 27/33, il est précisé que « la gaine qui traverse le voile 1NB0831 passe par une traversée qui ne semble pas rigide et pas capable de reprendre les efforts en cas de séisme ». Les actions menées afin de garantir la tenue sismique de cette gaine ne sont pas précisées. Elles devront être décrites et leurs adéquations justifiées. ## B.8 : L'Asn Vous Demande De Lui Transmettre Votre Analyse À Jour Justifiant Du Maintien En L'État D'Un Support En Écart De Dvs En Tenant Compte Des Remarques Des Inspecteurs. Le Cas Échéant, Vous Lui Transmettrez La Note Pgf05V020011430Minb Mise À Jour. C. Observations C.1 : Réactivité De La Remise En Conformité Des Échafaudages Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont identifié un échafaudage situé dans le BAN à proximité de la vanne 1 RIS 065 VP du système d'injection de sécurité (RIS) dont un pied était branlant. Les inspecteurs notent favorablement votre réactivité afin de remettre en conformité cet échafaudage. 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 Diffusion externe : - IRSN/PSN-EXP - CLI Diffusion interne : - DCN
INSSN-OLS-2022-0681	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-018753 Monsieur le Directeur du Centre nucléaire de Production d'Electricité de Saint-Laurent-DesEaux CS 60042 41220 SAINT-LAURENT-NOUAN Orléans, le 12 Avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux - INB n° 100 Lettre de suite de l'inspection du 15/03/2022 sur le thème de « R.1.6 Elaboration et respect de la documentation d'exploitation et de maintenance » - VD4 SLB2 : Plan de contrôle - Thème 2 » N° dossier : Inspection n° INSSN-OLS-2022-0681 du 15/03/2022 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son article L 592-22 [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Note EDF référencée D5160SDPRO0625 : Intégration du prescriptif sur le site de SaintLaurent [4] Note EDF référencée D5160SDPRO06183 : Organisation du processus d'élaboration et de mise à jour des procédures de conduite en situation incidentelle et accidentelle ## 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 15 mars 2022 au CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux sur les thèmes de l'intégration du référentiel documentaire et de la conformité au référentiel applicable avant la quatrième visite décennale (VD4) du réacteur n°2 (SLB2). J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes qui en résultent. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection du 15 mars 2022 avait pour objectif de contrôler l'organisation mise en œuvre par le CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux pour répondre aux exigences réglementaires associées à l'élaboration et au respect de la documentation d'exploitation. Elle a porté sur l'intégration du référentiel documentaire et sur la conformité au référentiel applicable avant la quatrième visite décennale (VD4) du réacteur n°2 (SLB2). Elle a notamment conduit les inspecteurs, d'une part, à confronter l'état réel des installations à celui requis par la démonstration de sûreté nucléaire pour les réacteurs à l'état du palier technique et documentaire PTD3 (VD3) et, d'autre part, à vérifier l'intégration effective ou l'état d'avancement de l'intégration de certains dossiers d'amendement (DA) destinés à améliorer les performances des réacteurs et à préparer la prolongation de leur durée de fonctionnement tels que le DA RGE 9 Généralisation indice C VD4 CPY PMOX, le DA VD4 phase A, le DA VD4 complémentaire, le DA VD4 FAIop, le DA I14 BK ou encore le DA PNPE1216 de l'ITS ségrégation carbone prévus sur la VD4 du réacteur n°2 (SLB2). Ces DA ont un impact sur le jeu de règles de conduite post-accidentelle ainsi que sur le plan d'urgence interne « Sûreté radiologique » (PUI SR). Les inspecteurs ont examiné en particulier des modifications matérielles destinées à traiter un écart de conformité réputé aujourd'hui résorbé ainsi que leur déclinaison dans le référentiel documentaire correspondant, notamment les règles générales d'exploitation (RGE). Ils ont également examiné les modifications d'ingénierie locale et de réalisation locale relatives aux matériels classés comme élément important pour la protection des intérêts (EIP) et impliquant des modifications documentaires sur les chapitres 3, 6 et 9 des RGE. Les inspecteurs ont pris en compte, pour l'examen des modifications, le bon traitement des réserves ou des « écarts » relevés dans les procès-verbaux de requalification fonctionnelle (PVRF) des matériels, dans les grilles des essais de requalification (GER) et dans les plans d'action relatifs aux équipements qui couvrent, pour l'ensemble des services concernés, les actions qui leur incombent relatives à l'impact documentaire d'une modification (PA EQT). Par ailleurs, les inspecteurs ont examiné l'organisation du site pour assurer la gestion des évolutions du chapitre VI des RGE consacré aux règles de conduite incidentelle et accidentelle (CIA), le processus de validation de ces documents, l'utilisation du forum CIA de partage de retour d'expérience entre les centrales nucléaires du parc EDF et la résorption des anomalies associées. Ils ont également contrôlé certaines modalités d'accomplissement d'actions locales à réaliser en situation d'accident, les modalités d'identification des écarts et contrôlé, par sondage, les orientations prises par le CNPE au regard des dispositions prescrites au chapitre VI du titre II de l'arrêté en référence [2]. Il ressort de cette inspection que : - l'organisation mise en place par le site pour assurer l'intégration du référentiel documentaire et la gestion du chapitre VI des RGE est satisfaisante dans son ensemble mais reste perfectible sur certains points, objets de demandes ci-après ; - l'intégration documentaire est globalement acceptable, néanmoins quelques fiches d'anomalies ne sont pas encore résorbées ; - les arbitrages des reports portant sur certains plans d'action (PA) gagneraient à être faits avec méthode et avec une traçabilité adéquate. Il est attendu de votre part des améliorations sur ces points. Enfin, cette inspection a été l'occasion pour les inspecteurs de constater l'implication de vos représentants ainsi que leur réactivité dans la transmission d'informations complémentaires pendant et à l'issue de l'inspection. ## I. Demandes A Traiter Prioritairement Néant. ## Ii. Autres Demandes Modalités d'intégration des documents prescriptifs issus des services centraux La note en référence [3] encadre l'organisation mise en place par le CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux pour assurer le pilotage, la maîtrise et le reporting de l'intégration des documents prescrits par vos services centraux et également le déploiement des DA aux RGE. Elle prévoit notamment les séquences de mise en œuvre de ces DA, en interface avec le déploiement des modifications matérielles des installations, afin de garantir la cohérence entre l'état réel des installations et celui pris en compte dans la démonstration de sûreté nucléaire et les RGE qui déclinent cette démonstration. Le processus du CNPE pour encadrer le déploiement des référentiels dont la mise en œuvre est prescrite par les services centraux d'EDF, requiert la création d'un PA local à la réception du courrier prescriptif et une déclinaison locale en action « Caméléon » systématique par l'Intégrateur Local Documentation (ILD). Le PA est ensuite notifié au(x) responsable(s) produit/métier qui doit procéder à son analyse afin de déterminer si le CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux est concerné. Si c'est le cas, un passage successif en commission prescriptif et en commission courrier pour l'évolution du référentiel documentaire local est programmé car seuls les courriers managériaux ayant un impact sur les référentiels en vigueur sur le CNPE feront l'objet d'un PA Ces PA site sont ensuite transférés aux « responsables d'actions » concernés qui encadrent leurs actions d'élaboration de la documentation et de réalisation des éventuelles modifications des installations associées par des demandes de travaux (DT). Chaque DT est ensuite déclinée en « tâches élémentaires » par les services concernés. Une fois toutes les actions de mise à jour documentaire et de réalisation de travaux effectuées, le PA peut être clôturé. Il ressort de l'examen des inspecteurs que, pour le réacteur n°2, l'organisation de l'intégration du prescriptif est menée conformément à l'attendu, cependant un nombre sensible de PA n'est pas encore clôturé. L'intégration du prescriptif requis avant la quatrième visite décennale présente donc des retards. Demande II.1 : définir et mettre en œuvre les actions qui vous permettront de résorber les retards d'intégration documentaire du réacteur n° 2 du CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux. Ces actions devront conduire à l'intégration de toutes les évolutions documentaires avant le début du rechargement en combustible du réacteur n° 2. Vous me préciserez les dispositions prises en ce sens. L'organisation de l'intégration du prescriptif prévoit une phase d'étude d'impact des PA. Celle-ci doit être réalisée par le pilote ou le responsable métier identifié dans le PA avant le passage en commission prescriptif et en commission courrier. Pour le réacteur n°2, toutes les études d'impact relatives aux évolutions documentaires préalables à la quatrième visite décennale n'ont pas été réalisées à ce stade. En l'absence de ces études d'impact, l'achèvement de l'intégration documentaire et la déclinaison des DA précités ne peuvent être démontrés. Demande II.2 : réaliser les analyses d'impact requises lors de l'intégration documentaire concernant les adaptations à mettre en place pour le réacteur n° 2 du CNPE de Saint-Laurent-deseaux, en renforçant les modalités de pilotage et de contrôle associées. Vous me rendrez compte des actions engagées en ce sens. Par ailleurs, tous les mois, l'ILD met à disposition des services le fichier de bilan des PA DOCN ouverts. Ce fichier sert de support pour l'examen des PA ouverts par la Commission Prescriptif et également par le Comité Technique. La Commission Prescriptif, présidée par le chef de Mission Technique, doit contrôler à cette occasion que les PA approuvés dans le mois comportent une analyse, identifier et valider les éventuelles demandes de report pour les PA qui arrivent à échéance sous 2 mois et réaliser une analyse croisée de ces PA pour définir les actions prioritaires qui seront tracées dans le compte rendu de la Commission. De même le Comité Technique présidé également par le chef de Mission Technique, doit piloter les échéances d'intégration sur la base des indicateurs et réaliser une analyse croisée de l'impact du cumul des retards des PA et identifier les actions à prioriser. Ces actions doivent être enregistrées dans le compte rendu du Comité. Il ressort de l'examen documentaire effectué le 15 mars 2022 par les inspecteurs que le site n'identifie pas clairement les échéances retenues pour certaines actions en retard et l'absence de détail dans la note de clôture des PA ne permet pas de prendre connaissance des actions effectivement réalisées. De même la note de type « A » de certains PA ne comporte pas l'analyse effectuée par le responsable métier (pilote du PA). Cette analyse doit pourtant permettre de motiver tout changement d'affectation du PA vers un autre métier. Enfin, concernant plusieurs PA ayant fait l'objet d'un report, les arbitrages effectués sur lesdits reports gagneraient à être faits avec méthode et tracés. Demande II.3 : compléter votre organisation afin d'y définir la méthodologie à mettre en œuvre lors des arbitrages sur les reports d'échéance de plans d'action. Pour les actions en retard, vous compléterez leurs échéances de réalisation. Vous veillerez à compléter de manière exhaustive la note de clôture des plans d'action. Les notes de type « A » des plans d'action devront être accompagnées de leur analyse d'impact. Par ailleurs, sur les modifications matérielles et notamment la PTSL 1341 « Remplacement du capteur 2RIS031LN », vos représentants n'ont pas procédé à la vérification de l'existence d'un prescriptif ainsi que d'une gamme d'essai associés à cette modification tel que prévu dans le dossier de modification. Plus globalement, les inspecteurs ont constaté, d'une part, le manque de priorisation des modifications matérielles face aux enjeux de sûreté et, d'autre part, l'absence d'identification des acteurs sur les modifications temporaires des RGE à mettre en œuvre pour les travaux anticipés de la VD4 tels que l'alimentation « noyau-dur » des générateurs de vapeur (ASG-ND) et des piscines du bâtiment réacteur (BR) et du bâtiment combustible (BK) ainsi que les travaux portant sur la création d'un système de refroidissement mobile diversifié (PTR « BIS »). Demande II.4 : vérifier, pour les travaux anticipés de la VD4, l'existence de precriptif devant être intégré pour réaliser les modifications matérielles et, si tel était le cas, prendre en compte ce prescriptif. Je vous demande également d'identifier les acteurs et les services concernés par les modifications temporaires des RGE à mettre en œuvre pour les travaux anticipés de la VD4. Vous me ferez part des résultats de cette vérification. La note en référence [3] prévoit, lorsque le travail d'intégration d'un document prescrit par vos services centraux identifie des erreurs dans celui-ci ou une nécessité de dérogation à ces documents, de faire remonter à vos services centraux une demande d'évolution documentaire (DED) ou une demande de dérogation. Les inspecteurs ont consulté certaines DED émises par vos services et ils ont constaté un nombre important (658) de PA DED en attente de traitement. Demande II.5 : veiller à la bonne application de votre organisation en matière de suivi des PA DED et des demandes de dérogation. Cette organisation doit vous permettre de suivre toutes les évolutions documentaires transmises aux services centraux d'EDF afin de respecter les échéances d'intégration. Concernant les PA DED en attente de traitement, un échéancier de résorption du retard constaté pourra être proposé. Gestion du retour d'expérience - Utilisation du forum CIA Les inspecteurs ont examiné le forum CIA et l'utilisation qui en est faite par le site. Ce forum est un outil de partage des anomalies détectées par les sites lors de la mise en œuvre des documents de conduite incidentelle ou accidentelle et des réponses apportées par les services centraux d'EDF pour corriger ces anomalies. Les inspecteurs ont noté que le site de Saint-Laurent-des-Eaux participe à l'alimentation du forum, et qu'un travail d'intégration des fiches d'anomalies, en lien avec les services centraux EDF, avait été entrepris comme prévu par la note en référence [4]. Cependant ils ont relevé que le nombre de fiches d'anomalies et de signalements issus des validations à blanc des consignes encore actifs sur le forum CIA et non encore soldés par les services centraux d'EDF (statut « analyse en cours » ou statut « à valider ») était conséquent, y compris s'agissant de fiches émises il y a quelques années. Dans le cadre de l'intégration des évolutions documentaires associées au quatrième réexamen périodique, toutes les fiches d'anomalies doivent être traitées et les écarts résorbés avant le rechargement des réacteurs à l'issue de leur quatrième visite décennale. En effet, le rechargement marque l'entrée en application du nouveau référentiel. Demande II.6 : procéder au traitement de l'ensemble des fiches d'anomalies et de signalements ouverts par le CNPE de Saint-Laurent-des-eaux sur le forum CIA avant le rechargement du réacteur n° 2 à l'issue de sa quatrième visite décennale. ## Inspection « Terrain » Lors de l'inspection des installations, les inspecteurs ont noté que des travaux étaient en cours au niveau du filtre à sable U5. Ils ont constaté que le calorifuge des tuyauteries de ce filtre avait été déposé et qu'aucun intervenant n'était présent dans la zone du chantier. Pour rappel, cette situation avait conduit le CNPE de Paluel à déclarer un événement significatif pour la sûreté (ESS) pour le non-respect de la conduite à tenir lors du décalorifugeage de la ligne de préchauffage du filtre U5. En effet dans le cadre du déploiement du dossier de renforcement des tuyauteries du filtre U5 (PNPP2870B), les calorifuges des tuyauteries avaient été déposés pendant que le réacteur était en fonctionnement, sur une longueur de 36 mètres. Après étude, il s'avérait que sur le site de Paluel, la longueur de calorifuge déposée ne permettait pas de garantir la disponibilité du filtre U5. Par ailleurs, les inspecteurs ont également constaté que les supportages du système de réfrigération intermédiaire (RRI) ne semblaient pas conformes aux règles de l'art notamment dans les locaux W254 (supports SC4078 et SC4431) et W355 (supports SG4243 et SG4248). Enfin, lors de l'inspection des bâtiments des diesels d'ultime secours (DUS), les portes de ces derniers n'étaient pas verrouillées contrairement à la procédure prévue contre les malveillances. ## Demande Ii.7 : - se positionner sur le caractère déclaratif de la situation de décalorifugeage temporaire de la ligne de préchauffage du filtre U5 vis-à-vis de sa disponibilité, - analyser la situation des supportages RRI et me faire part des actions correctives envisagées, - définir et mettre en œuvre les actions nécessaires au verrouillage permanent des portes d'accès aux bâtiments de DUS). ## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Les inspecteurs notent positivement l'organisation mise en place pour le suivi de l'intégration du référentiel. Les extractions de données méritent d'être pérennisées. IV. OBSERVATIONS A L'ATTENTION DES AUTRES SERVICES DE L'ETAT Néant Vous voudrez bien me faire part sous deux mois des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement 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. Signé par : Christian RON
INSSN-LYO-2022-0461	Lyon, le 25 mai 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-019816 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-2022-0461 des 14 et 15 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 Bugey » ## 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 14 et 15 mars 2022 sur la centrale nucléaire du Bugey sur le thème de la protection de l'environnement, dans le cadre du 4ème réexamen périodique des réacteurs de la centrale nucléaire du Bugey. 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 4ème réexamen périodique du réacteur 2 du Bugey, concernant le volet de la maîtrise des inconvénients de l'installation, que l'ASN a mené une inspection renforcée les 14 et 15 mars 2022 sur le CNPE du Bugey. Ainsi, trois équipes d'inspecteurs de l'ASN, accompagnées par des experts de l'IRSN, ont contrôlé par sondage l'organisation mise en œuvre par l'exploitant de la centrale nucléaire du Bugey 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. Par ailleurs, un exercice de simulation d'une fuite de substance toxique lors d'un dépotage d'ammoniaque, visant à tester l'organisation du site pour réagir dans une telle situation, a été réalisé. Les inspecteurs se sont également rendus : - au bâtiment de traitement à la monochloramine (CTE), - à la station de déminéralisation, - au magasin général, - au local de stockage d'hydrazine, - aux parcs à gaz, - au stockage de fioul des diesels de tranche, - au déshuileur de site, - au niveau de certains piézomètres, - au bâtiment des auxiliaires nucléaires généraux (BANG), - à l'aire d'entreposage des déchets de très faible activité (aire TFA), - aux stations multi paramètres « aval » et « rejets », - au laboratoire de contrôle des effluents, - au local pompes, vannes et balises de contrôles radiologiques des rejets liquides du site, - le long du linéaire de la conduite de rejets des effluents liquides issus de l'ilot nucléaire. Cette inspection a mis en évidence les principales conclusions suivantes : - des éléments de justification complémentaires sont attendus pour démontrer le traitement d'écarts à certains textes réglementaires de l'annexe II de l'arrêté [2] mises en évidence dans le RCR, notamment en ce qui concerne la traçabilité des actions mises en œuvre pour résorber ces écarts ; - la situation administrative du magasin général devra être régularisée ; - concernant la démarche de mise en œuvre des meilleures techniques disponibles (MTD), qui constitue un des objectifs du réexamen périodique prévu à l'article L. 593-18 du code de l'environnement, pour son volet « inconvénients », l'absence d'utilisation de la technologie d'osmose inverse à la station de déminéralisation, utilisée dans d'autres centrales nucléaires et qui permet 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, doit être argumentée ; - concernant l'examen de l'état des sols réalisé dans le cadre du réexamen, l'inspection a permis d'apprécier la mise en œuvre d'une méthodologie consolidée d'identification des zones « sources potentielles de pollution » jusqu'à la surveillance des eaux souterraines. Par contre le livrable associé au chapitre « état des sols » du volet « inconvénients » du RCR du réacteur 2 du Bugey, ne retranscrit que partiellement les résultats des différentes étapes de la méthodologie, ce qui ne permet pas d'établir un état des lieux complet de la gestion des sols pollués ; - une organisation pour assurer la conformité des EIP relatifs aux inconvénients d'une part, et vis-à-vis des exigences réglementaires en matière de protection de l'environnement d'autre part, est apparue globalement satisfaisante ; - l'organisation et le suivi de la surveillance renforcée des eaux souterraines, mise en place à la suite de marquages des sols et des eaux souterraines identifiés sur le CNPE du Bugey ces dernières années, apparaissent satisfaisants. Néanmoins, le suivi de l'état des piézomètres doit être amélioré et des compléments d'information sont attendus sur la réalisation de la surveillance réglementaire des eaux souterraines ; - concernant la gestion des déchets, l'inspection a mis en évidence une situation satisfaisante mais des mesures complémentaires doivent cependant être mises en place afin d'établir une comptabilité précise et actualisée des déchets entreposés au bâtiment des auxiliaires nucléaires généraux (BANG) ; - l'état général des installations et des équipements relevant du domaine de la maîtrise des inconvénients, observé dans les locaux visités, est apparu globalement satisfaisant. Les conclusions de cette inspection identifient un certain nombre d'actions correctives et d'axes d'amélioration. 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 Conformite Conformité Réglementaire Les inspecteurs se sont rendus au magasin général afin de contrôler sa conformité, décrite dans le RCR. Ils y ont notamment constaté que celui-ci n'était pas équipé d'un système d'extinction automatique d'incendie et que le suivi des stocks ne permettait pas de suivre la quantité de matières combustibles entreposées. En outre, vous avez considéré que le magasin général n'était pas redevable d'un classement sous la rubrique n° 1510 de la nomenclature des installations classées pour la protection de l'environnement (ICPE). Or, l'étude de risque incendie du magasin général indique, dans son paragraphe 6.2.1, qu'il représente une surface au sol de 3870 m² et qu'environ 650 tonnes de matières combustibles y sont entreposées. Compte-tenu de sa hauteur, le volume du magasin est donc supérieur à 5000 m3. Aussi, considérant un volume supérieur à 5000 m3 et une quantité de matières combustibles supérieure à 500 tonnes, le magasin général est redevable d'un classement sous la rubrique n° 1510 de la nomenclature des ICPE, au seuil de déclaration avec contrôle (DC). Ainsi, l'arrêté du 23 décembre 2008 relatif aux prescriptions générales applicables aux entrepôts couverts relevant du régime de la déclaration au titre de la rubrique n° 1510 de la nomenclature des installations classées pour la protection de l'environnement, dans sa rédaction en vigueur à la date de publication de l'arrêté [2], s'applique au magasin général. Demande A1-1 : Je vous demande de régulariser la situation administrative du magasin général dans les meilleurs délais. Vous me transmettrez également l'analyse de conformité de cette installation vis-à-vis des dispositions de l'arrêté du 23 décembre 2008 susmentionné et, en cas de non-conformité, un échéancier ambitieux de traitement de ces non-conformités. Les inspecteurs ont constaté que le suivi des exigences de conformité réglementaires par ailleurs présentées dans le RCR est réalisé de façon satisfaisante et que le suivi réalisé sur le terrain est conforme aux résultats présentés dans le RCR du réacteur 2. Cependant, l'examen réalisé par sondage de certaines non-conformités a mis en lumière certaines difficultés de vos services à déterminer facilement la date depuis laquelle une nonconformité (NC) est identifiée, le temps de leur résorption n'étant pas un indicateur de suivi et les NC n'étant pas tracées via l'outil CAMELEON. Les inspecteurs se sont par ailleurs intéressés aux NC relatives à l'arrêté du 3 octobre 2010 relatif au stockage en réservoirs aériens manufacturés de liquides inflammables, auxquels sont soumis les diesels de tranche, et ont constaté un écart à son article 29. En effet, il a été indiqué aux inspecteurs que les bâches associées aux diesels n'ont jamais fait l'objet d'inspection, que les premières inspections sont prévues en 2023 (inspection externe) et en 2028 (inspection interne) et que des plans de maintenance seront mis en place. Or, l'article 29-1 indique que « tout réservoir d'une capacité équivalente de plus de 10 mètres cubes fait l'objet d'un plan d'inspection » ; l'article 29-3 indique quant à lui que « ces inspections sont réalisées au moins tous les cinq ans ». Ni le calendrier présenté ni les indications apportées aux inspecteurs ne sont de nature à justifier ces absences d'inspection. Demande A1-2 : Je vous demande de réaliser une inspection interne et externe de ces bâches dans les meilleurs délais. Vous me présenterez le calendrier associé et les justifications associées. Demande A1-3 : Je vous demande d'établir et de mettre en œuvre un plan de maintenance intégrant les exigences réglementaires citées ci-dessus. Les inspecteurs ont enfin examiné par sondage la conformité de vos installations à l'arrêté du 12 février 1998 relatif aux prescriptions générales applicables aux installations classées pour la protection de l'environnement soumises à déclaration sous la rubrique n° 1416 : « Stockage ou emploi de l'hydrogène », dans sa rédaction en vigueur à la date de publication du présent arrêté. Aucune justification n'a pu leur être apportée au cours de l'inspection concernant la conformité aux articles 3.6 et 4.7. Demande A1-4 : Je vous demande de m'apporter la justification de la conformité de vos installations aux articles 3.6 et 4.7 de l'arrêté du 12 février 1998. Vous m'informerez des mesures prises en ce sens. ## 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 ». L'article 2.5.3 de l'arrêté [2] prévoit que « chaque AIP fait l'objet d'un contrôle technique, assurant que : - l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour les éléments importants pour la protection concernés ; - 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 ». Enfin, l'article 2.5.6 de l'arrêté [2] dispose que « les AIP, leurs contrôles techniques, […] font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée ». La note du site référencée D51110NT15193 et intitulée « Liste des activités importantes pour la protection des intérêts (AIP) du CNPE de Bugey » recense les activités importantes pour la protection des intérêts ainsi que leurs exigences définies afférentes. Dans cette note, l'AIP « Autoriser le dépotage des substances dangereuses » est identifiée pour les services SME (service mesures environnement) et SCO (service conduite). Ceci implique qu'un contrôle technique (CT) soit réalisé pour chaque dépotage affilié aux services SCO et SME, en application des exigences susmentionnées. Or les inspecteurs ont contrôlé les gammes renseignées des derniers dépotages d'ammoniaque à la CTE, réalisés le 06/07/2021 et le 22/07/2021 et ont relevé que le CT de l'exigence définie 1 de cette AIP (« s'assurer physiquement que le produit reçu est conforme au produit attendu ») n'a pas été tracé de manière satisfaisante en ce qui concerne la vérification du titre massique du produit reçu. De plus, la gamme générale « dépotage de réactifs chimiques 9CTE », référencée D5116GMCE441 Tr 9 à l'indice 11, demande de renseigner une annexe 8 « fiche de dépotage de l'eau de javel » pour un dépotage d'eau de javel et une annexe 9 « fiche de dépotage de l'ammoniaque » pour un dépotage d'ammoniaque. Or, ces deux annexes n'existent pas dans la gamme consultée. Cette gamme indique, aussi bien pour un dépotage d'eau de javel que d'ammoniaque, que le dépotage peut commencer si le titre massique est conforme. Pour l'eau de javel, la gamme référencée D5116GMCE441 demande un titre massique compris entre 50° et 60° chlorométriques alors que la gamme de lignage associée référencée D5110GMCE804 indice 3 indique que le titre doit être compris entre 50° et 55°. Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué qu'en complément du contrôle du titre massique, est également réalisée une analyse du pH et de la densité pour le dépotage d'eau de javel, analyses non prévues dans les gammes référencées D5116GMCE441 et D5110GMCE804. L'absence d'identification claire, dans votre référentiel, des analyses chimiques à effectuer et des valeurs attendues pour le dépotage d'eau de javel et d'ammoniaque à la CTE, ainsi que l'absence de traçabilité du contrôle technique de l'AIP « autoriser le dépotage des substances dangereuses » ne sont pas de nature à démontrer le respect de l'exigence définie 1 de cette AIP tel que prévu aux articles 2.5.3 et 2.5.6 de l'arrêté [2] susmentionnés. Demande A1-5 : Je vous demande de prendre toutes les dispositions nécessaires pour mettre en conformité les pratiques de dépotage d'eau de javel et d'ammoniaque à la CTE avec les exigences définies de l'activité « autoriser le dépotage de substances dangereuses ». Vous me ferez part des mesures prises en ce sens. Les inspecteurs ont constaté que la liste des EIPr, référencée D5110NT21033 indice 1, comporte des erreurs concernant les substances dangereuses associées aux ouvrages classées EIPr. A titre d'exemple, les inspecteurs ont noté que cette liste indique que les ouvrages repérés 3 et 5 HM 0109 FW sont associés à des substances chimiques faiblement radioactives alors qu'ils sont associés à de la morpholine et de l'hydrazine, deux substances non radioactives, ou que de l'huile et non de l'hydrazine, est associée à la rétention du local de stockage d'hydrazine repérée 8 HS 0209 FW. Demande A1-6 : Je vous demande de procéder à une revue de conformité de la liste des EIPr référencée D5110NT21033 et de la mettre à jour à l'issue. ## Reevaluation Données d'entrée du volet non radiologique de la démonstration de sûreté - Registre des substances dangereuses Les inspecteurs ont constaté que votre registre des substances dangereuses n'intègre pas l'état des stocks , contrairement aux dispositions de la décision [3], dont les attendus ont été rappelés dans le courrier de l'ASN en référence [4]. Demande A1-7 : Je vous demande de compléter votre registre afin d'intégrer un état des stocks complet, permettant d'établir un état des lieux lisible des risques présentés par les installations. Au préalable aux visites de terrain, les inspecteurs ont demandé à vos représentants de produire tout document permettant d'avoir une connaissance des produits présents dans les installations et donc des risques présentés par ces derniers. Les inspecteurs se sont ensuite rendus à la station de déminéralisation et ont examiné par sondage l'adéquation entre des substances dangereuses présentes sur le terrain et les éléments fournis en préalable. L'état de l'installation était conforme aux documents, ce qui est satisfaisant. Cependant, les inspecteurs ont relevé des incohérences entre les produits chimiques présents à la station de déminéralisation et le plan de la fiche d'identification du risque chimique (FIRC), présente à l'entrée du bâtiment, qui n'indique pas la présence d'ammoniaque. Demande A1-8 : Je vous demande de mettre à jour les plans présentant la nature et la localisation des substances dangereuses et la FIRC de la station de déminéralisation. Dans le local de stockage de résine et d'acide borique, les inspecteurs ont relevé des incohérences concernant la quantité de résine stockée entre la fiche de stockage référencée 13C002.01 (8500 kg), le registre des substances dangereuses (8500 kg), l'étude de risque incendie (50000 kg) et l'extraction du logiciel de suivi des stocks (26820 kg). Demande A1-9 : Je vous demande de mettre en cohérence la fiche de stockage du local de stockage de résine et d'acide borique et le registre des substances dangereuses, au regard des quantités de résines réellement stockées. Demande A1-10 : Je vous demande d'analyser les incohérences susmentionnées et de mettre en place des actions correctives appropriées. ## Exhaustivité De La Démarche D'Élaboration De L'Étude De Dangers Votre étude de danger conventionnelle et donc le chapitre du rapport de sûreté qui en découle exclut de son périmètre la maîtrise des risques associées à des installations que vous ne considérez pas comme relevant du régime des INB. Le II de l'article L.593-6 du code de l'environnement indique que « l'exploitant recense, dans un rapport de sûreté, les risques auxquels son installation peut exposer, directement ou indirectement, les intérêts mentionnés à l'article L. 593-1, que la cause soit interne ou externe à l'installation. Le rapport de sûreté tient lieu de l'étude de dangers prévue à l'article L. 551-1. ». 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, la justification de la maitrise de ces risques doit faire paire partie de la démonstration de sûreté. Demande A1-11 : Je vous demande d'intégrer dans votre 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 votre étude de danger conventionnelle. Les inspecteurs ont examiné par sondage la méthode employée pour justifier l'exclusion d'installations dans la construction de l'analyse préliminaire des risques (APR) de l'étude de dangers conventionnels (EDDc). Concernant les installations de traitement et d'entreposage des déchets pathogènes et de packings, les inspecteurs ont noté que, malgré l'exclusion de ces installations dans l'APR, le site du Bugey dispose d'un stock conséquent. Pendant l'inspection, il a été indiqué aux inspecteurs que l'évacuation définitive de ces entreposages était prévue au plus tôt au cours de l'année 2025. Leur exclusion de l'APR n'est donc pas justifiée. Demande A1-12 : Je vous demande d'étudier les risques associés à l'entreposage de packings et déchets pathogènes sur les intérêts protégés et de l'intégrer à vote étude de dangers. Demande A1-13 : Lors de la prochaine mise à jour de votre étude de dangers, je vous demande de veiller à la prise en compte de l'exhaustivité des installations à risques pour les intérêts protégés. Méthodologie employée pour la construction de l'analyse préliminaire des risques et opérationnalité des barrières Les inspecteurs ont examiné par sondage certains scénarios de l'analyse préliminaire des risques (APR) de l'étude de dangers conventionnels (EDDc) : - Au bâtiment de traitement monochloramine (CTE) : o le scénario « perte de confinement de la citerne de produit non inflammable et toxique (ammoniac) » ; o le scénario « perte de confinement d'une cuve d'ammoniac » ; o le phénomène dangereux n°13 « incendie généralisé de l'installation CTE et son aire de dépotage » ; - Au stockage de gazole non routier (GNR) : le scénario d'incendie généralisé sur la zone GNR. Les inspecteurs ont questionné vos représentants sur la méthodologie employée pour justifier l'exclusion de ces scénarios de la suite de l'analyse, sur la base des abaques mentionnés dans l'APR. Ils ont constaté que la justification des données d'entrée utilisées (surfaces de rétention, surface aire de dépotage, vitesse du vent, durée d'incident) n'étaient pas connues des personnes en charge du pilotage de l'EDDc ni documentées dans votre référentiel d'exigences. Demande A1-14 : Je vous demande de démontrer, pour les scénarios précités, que les justifications présentées dans l'APR permettent d'exclure les risques associés. En particulier, je vous demande : - concernant l'installation de stockage de GNR, de justifier par la mesure, que le volume disponible de l'aire de dépotage GNR est suffisamment dimensionné pour permettre de contenir le volume du véhicule citerne en cas de déversement ; - concernant l'installation CTE, de justifier le débit d'évaporation retenu pour le scénario de rupture d'une cuve d'ammoniaque. Pour le scénario de déversement d'ammoniaque sur l'aire de dépotage, vous justifierez la surface d'évaporation retenue, en particulier la justification de l'absence de prise en compte du fait que l'épandage serait orienté vers la rétention des cuves d'ammoniaque. ## Exercice Un exercice a été réalisé en simulant la rupture d'un flexible de dépotage lors d'un approvisionnement en ammoniaque de la CTE, conduisant à une fuite relativement importante d'ammoniaque se répandant sur l'aire de dépotage prévue à cet effet. L'objectif de l'exercice consistait à observer les actions mise en œuvre par vos équipes 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, la consigne était donnée de simuler les appels vers l'extérieurs du site (ASN, préfectures) qui pourraient être prévus par les procédures. S'agissant du recours au 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. Globalement, les inspecteurs notent une bonne connaissance des procédures par les intervenants. Cependant, le déroulement de l'exercice a permis de réaliser les observations suivantes : - lors du déroulé du document d'orientation « DOIS », en salle de commande, les inspecteurs ont constaté que l'annexe 11 de la note technique D5110NT13008 ind.3, relative à la coupure du système de ventilation DVLe ne mentionne que la tranche 4 alors que les ventilations des tranches 4 et 5 doivent faire l'objet de cette coupure ; les inspecteurs relèvent toutefois que l'opérateur en charge du DOIS a bien demandé la coupure électrique des ventilations des deux tranches ; - le délai entre l'apparition de l'alarme à 20 000 ppm en salle de commande et la mise en place d'actions en conséquence a été rallongé par une confusion entre les opérateurs en salle de commande et ceux présents en local, du fait que la procédure de mesure de la concentration d'ammoniac en local, réalisée par paliers de mesure avec une cinétique ainsi plus longue, n'est pas connue en salle de commande. La valeur de 20 000 ppm n'a ainsi pas été prise en compte dès son apparition ; - enfin, entre l'appel au 18 à la suite de la rupture du flexible de dépotage et du déclenchement du plan d'urgence interne (PUI) « TOX », il a été observé un délai d'environ 50 minutes. Demande A1-15 : Je vous demande de : - vous positionner sur l'adéquation de la cinétique d'intervention avec le scénario envisagé; - compléter l'annexe 11 (note technique D5110NT13008 ind.3) relative à la coupure des ventilations DVLe pour prendre en compte les deux tranches concernées (tranches 4 et 5) ; - de réaliser un retour d'expérience détaillé de l'exercice réalisé, et de me transmettre vos conclusions et axes d'amélioration. ## Autres Demandes Organisation De L'Exploitant En Cas De Pui Tox Les inspecteurs se sont intéressés à l'organisation du site en cas de déclenchement d'un PUI « TOX ». En dehors du personnel d'astreinte, il est demandé aux agents du site de rester dans le bâtiment où elles sont lors du déclenchement de l'alerte, le bâtiment devant ensuite être fermé et sa ventilation coupée par le responsable du bâtiment ou d'étage selon les bâtiments. Vos représentants ont indiqué que cette organisation, s'agissant des actions de responsabilité « responsable du bâtiment ou d'étage », n'était pas formalisée au jour de l'inspection. Demande A1-16 : Je vous demande de formaliser l'organisation retenue en cas de déclenchement d'un PUI TOX s'agissant des actions concourant au confinement des bâtiments. Vous veillerez à la formation de l'ensemble des acteurs responsables de ces actions. ## Installation Cte Les inspecteurs ont constaté que le dispositif de récupération des vapeurs d'ammoniac lors du dépotage d'une citerne (système « Guillemin ») à la CTE n'était pas fonctionnel lors des dépotages réalisés en 2021. Ils ont constaté que la demande de travaux (DT) n° 977797 relative à cette indisponibilité trace des activités de diagnostic menées jusqu'en mars 2021 et conclut qu'une partie du dispositif est cassée. Cette DT a ensuite été close sans qu'aucune remise en conformité n'ait été réalisée. Demande A1-17 : Je vous demande de remettre en conformité, dans les meilleurs délais, le dispositif de récupération des vapeurs d'ammoniac lors du dépotage d'une citerne au bâtiment CTE. Demande A1-18 : Je vous demande d'analyser les dysfonctionnements de vos processus qui ont conduit à réaliser des dépotages de citernes au bâtiment CTE alors que le système de récupération des valeurs était indisponible et à clore la DT associée alors que le dispositif n'avait pas été réparé. Vous caractériserez cette situation eu égard aux critère de la DI n°100. ## Stockage D'Hydrazine Et Local Sir Du Réacteur 3 Les inspecteurs ont constaté que la fiche d'action incendie (FAI) et les absorbants à utiliser en cas de déversement dans le local de stockage d'hydrazine (bâtiment n° 97) sont situés à l'intérieur de ce local, ce qui n'est pas opérationnel en cas de sinistre (présence de fumées toxiques). Demande A1-19 : Je vous demande de déplacer la FAI et les absorbants du local de stockage d'hydrazine à l'extérieur de celui-ci. A proximité de l'aire grillagée SIR du réacteur 3, les inspecteurs ont constaté que le revêtement de la rétention des bâches SIR du réacteur était particulièrement dégradé, notamment derrière les bâches repérées 3 SIR 001 et 004 BA. Vos représentants ont précisé que cet ouvrage n'est pas classé EIP car il s'agit d'une zone de collecte vers une autre rétention. Néanmoins, l'état des zones de collecte doit permettre d'éviter une pollution des sols. Demande A1-20 : Je vous demande de prévoir la remise en conformité du revêtement de la zone de collecte des bâches SIR du réacteur 3. ## Station De Déminéralisation Les inspecteurs ont constaté un état de corrosion important du poste d'injection de chlorure ferrique d'une des deux files de la station de déminéralisation. La pompe repérée 1 ETD2 004 PO est notamment consignée car fuyarde selon vos représentants. Demande A1-21 : Je vous demande de prévoir la remise en état de ce poste d'injection de chlorure ferrique de la station de déminéralisation. Les inspecteurs ont constaté que la fiche de stockage n° 10060 de l'aire grillagée repérée 13.A024.01 de la station de déminéralisation n'était plus valable depuis quelques jours. Demande A1-22 : Je vous demande d'actualiser l'inventaire des produits qui y sont entreposées puis de mettre à jour la fiche de stockage de l'aire grillagée repérée 13.A024.01 de la station de déminéralisation. ## Organisation De L'Exploitant Un processus élémentaire a été mis en place pour le pilotage des risques conventionnels sur le site, porté par un référent, ce qui est satisfaisant. Cependant, les inspecteurs ont constaté que le référent n'a pas suivi de formation adaptée à cette mission. En outre, Il a été relevé qu'une visite de terrain a été réalisée en 2021 à la station de déminéralisation par le référent, et que d'autres seront à venir en 2022. Des constats ont été faits lors de cette visite, mais à ce jour les impacts potentiels de ces constats sur la démonstration de sûreté n'ont pas été évalués. Il a par exemple été relevé lors de la visite, que la surface de l'aire de dépotage de la station de déminéralisation ne correspondait pas à celle indiquée dans la documentation. Ces constats auraient dû être pris en compte dans la démonstration de sûreté. Demande A1-23 : Je vous demande de mettre en œuvre les moyens pour assurer un pilotage efficient du processus élémentaire de maîtrise des risques conventionnels, en particulier pour la réalisation de visites terrain et de leur exploitation. Je vous demande en outre de m'indiquer l'échéance de formation du référent du processus. ## B. Demandes De Complements D'Information Reevaluation Appropriation De L'Eddc Les inspecteurs ont constaté que vous avez initié un travail de définition des hypothèses structurantes de l'EDDc afin notamment de déterminer des observables pertinents à intégrer dans des trames de visites terrain vis-à-vis de la maîtrise des risques conventionnels. Ce travail vise à permettre également une appropriation de l'EDDc par les différents services chargé de l'exploitation des installations à risques. Demande B1-1 : Je vous demande de m'informer de l'échéancier de mise en œuvre du travail susmentionné pour les différentes installations prises en compte dans l'EDDc. C. OBSERVATIONS Sans objet. # Annexe 2 : Demandes Relatives A La Maitrise Des Rejets, Prelevements Et La Surveillance De L'Environnement ## A. Demandes D'Actions Correctives Conformite Conformité Des Eip1Et Aip2 L'article 1.3 de l'arrêté [2] désigne un élément important pour la protection des intérêts (EIP) comme « une structure, équipement, système (programme ou non), matériel, composant, ou logiciel présent dans une installation nucléaire de base ou placé sous la responsabilité de l'exploitant, assurant une fonction nécessaire à la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement ou contrôlant que cette fonction est assurée. ». Le même article définit une activité importante pour la protection (AIP) comme « activité importante pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement (sécurité, santé et salubrité publiques, protection de la nature et de l'environnement) /…/ participant aux dispositions techniques ou d'organisation mentionnées au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement ou susceptible de les affecter ». L'article 3.1.3 de la décision de l'ASN n° 2017-DC-0588 dispose que « l'exploitant dispose d'au moins une station météorologique par site nucléaire 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. Les données de vent représentatives des conditions rencontrées à la hauteur des rejets sont transmises en continu et disponibles en salle de commande. » Le rapport consulté par les inspecteurs, référencé H-44200961-2021-000249 « surveillance en continu de la qualité de l'eau - contrôle annuel des stations multi-paramètres CNPE Bugey du septembre 2021 réalisé par la DTG », mentionne l'existence d'une non-conformité d'un équipement sur lequel sont reportées les mesures des sondes des stations météorologiques repérées 0KRS001MT et 0KRS002MT. L'interface de ces sondes ne peut en effet afficher que des températures inférieures à 30° alors que certains points d'étalonnage en température utilisés par EDF sont supérieurs ou égaux à 30°.Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que l'écart serait dû à un défaut de paramétrage et d'étalonnage. Ces équipements sont des EIP-i. Demande A2-1 : Je vous demande de traiter la non-conformité de l'équipement sur lequel sont reportées les mesures des sondes des stations météorologiques repérées 0KRS001MT et 0KRS002MT. Dans le référentiel interne EDF, l'autorisation interne 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, et plus spécifiquement l'autorisation d'un rejet d'effluents dans le milieu naturel d'une fosse de neutralisation de la station de déminéralisation qui avait lieu le 14 mars 2022 après-midi, lors de l'inspection de l'ASN. Ils ont relevé que la personne qui a autorisé le rejet est également la même personne qui a déterminé les conditions de ce rejet. Cette organisation est contraire aux dispositions de l'article 2.5.3 de l'arrêté [2] qui dispose que : « chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique /…/ Les personnes réalisant le contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accomplie ». Demande A2-2 : Je vous demande de mettre en place une organisation adaptée pour que les autorisations de rejet des effluents issus de la station de déminéralisation respectent les principes d'indépendance entre la personne qui réalise l'activité importante pour la protection et celle qui réalise le contrôle technique prescrit par l'article 2.5.3 de l'arrêté [2]. 1 EIP : Elément 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) 2 AIP : Activité Importante pour la Protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement (sécurité, santé et salubrité publiques, protection de la nature et de l'environnement) La vérification de la conformité des EIPi du réacteur 2, communs au site ou communs aux réacteurs 2 et 3 de la centrale nucléaire du Bugey, a été réalisée dans le cadre de la vérification de la conformité des EIPi. Le bilan de cette vérification est indiqué dans le RCR et se base sur une liste des EIPi arrêtée en 2018. Or, cette liste a été mise à jour depuis. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que cette liste servirait de base à la vérification de la conformité des EIPi pour l'ensemble des RCR des autres réacteurs de la centrale nucléaire du Bugey. Le cas échéant, la conformité des EIPi modifiés ou ajoutés depuis 2018 ne serait donc pas établie. Demande A2-3 : Je vous demande d'identifier les EIPi communs au site qui ont été ajoutés à la liste des EIPi depuis 2018, de procéder à leur vérification de conformité et, enfin, de me transmettre le bilan de cette vérification. ## Reevaluation Meilleures Technologies Disponibles (Mtd) Dans le volet relatif aux inconvénients du RCR du réacteur 2 de la centrale nucléaire de Bugey est présentée l'optimisation des rejets d'effluents et des déchets en prenant notamment en compte le retour d'expérience ou les MTD. Dans ce cadre, les inspecteurs se sont rendus dans la station de déminéralisation. Ils ont ainsi relevé que la méthode de déminéralisation utilisée pour le traitement de l'eau déminéralisée se faisait sans la technologie d'osmose inverse utilisée dans d'autres centrales nucléaires et dont les bénéfices en matière de gain sur une utilisation réduite de réactifs chimiques et in-fine sur les substances chimiques rejetées dans le milieu naturel sont significatifs. Le RCR ne justifie et ne démontre pas, ni d'un point technico-économique, ni du point de vue de l'optimisation et de la limitation des rejets, l'absence de mise en œuvre de cette technologie à la centrale nucléaire du Bugey, ce qui est en contradiction avec la démarche de mise en œuvre des meilleures techniques disponibles, qui constitue un des objectifs du réexamen périodique prévu à l'article L. 593-18 du code de l'environnement, pour son volet « inconvénients » ; Demande A2-4 : Je vous demande de justifier le choix de ne pas optimiser l'exploitation de la station de déminéralisation par la mise en œuvre d'un procédé d'osmose inverse, au regard des bénéfices avérés en termes de réduction des rejets de ce procédé. L'optimisation du traitement de l'eau déminéralisée repose, sur la centrale nucléaire du Bugey, sur le prétraitement de l'eau qui est réalisé au sein de deux décanteurs. Les facteurs qui contribuent à la performance de ces décanteurs sont un bon état du matériel et une injection optimale des réactifs. Les représentants d'EDF ont indiqué aux inspecteurs que, dans le cadre de cette optimisation un programme de rénovation des décanteurs avait été initié. Demande A2-5 : Je vous demande de me transmettre le programme de rénovation des décanteurs de la station de déminéralisation qui s'inscrit dans le cadre de la performance de vos installations et de l'optimisation des rejets et le calendrier associé. ## Prise En Compte Du Retour D'Expérience 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 son installation en prenant en compte les meilleures pratiques internationales. Ce réexamen doit permettre […] 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'expérience acquise au cours de l'exploitation. » 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 2 de la centrale nucléaire du Bugey, 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 Bugey pour ses propres installations ou organisation en lien avec le domaine des inconvénients pour les intérêts protégés. De plus, aucune mention n'est faite des nombreux évènements intéressants pour l'environnement caractérisés par EDF, ni des analyses de fiabilité de fonctionnement des EIP-I réalisées. Les représentants EDF ont indiqué aux inspecteurs que ces analyses sont faites en continu sans pour autant que cela ait été présenté dans le rapport de conclusion du réexamen du réacteur 2. Demande A2-6 : 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. ## B. Demandes De Complements D'Information Conformite Reglementaire 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) relative à l'« 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 B2-1 : Je vous demande de démontrer 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. ## C. Observations Sans objet. # Annexe 3 : Demandes Relatives Aux Sites Et Sols Pollues Et A La Gestion Des Dechets ## A. Demandes D'Actions Correctives Conformite Reglementaire Livrable associé au chapitre « état des sols » du volet « inconvénients » du RCR de Bugey 2 L'article 3.3.6 de la décision [3] dispose que : « I. - Pour l'application de l'article 4.2.1 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé, l'exploitant réalise périodiquement une analyse de l'état chimique et radiologique de l'environnement portant sur l'installation et son voisinage, proportionnée à l'activité et aux enjeux. Elle porte au minimum sur les paramètres mesurés pour réaliser l'état de l'environnement demandé dans l'étude d'impact initiale de l'installation et ses mises à jour successives. […] II. - L'analyse mentionnée au I est effectuée à chaque réexamen prévu à l'article L. 593-18 du code de l'environnement de l'installation. Elle est jointe au rapport de réexamen prévu à l'article L. 593-19 du code de l'environnement. » De plus, l'article 3.3.7 - I de la même décision précise que « Pour les activités impliquant la production, l'utilisation et le rejet de substances radioactives ou non radioactives susceptibles de contaminer le sol et les eaux souterraines, l'analyse mentionnée à l'article 3.3.6 comprend un état des sols de son installation. » Les éléments présentés en inspection ont contribué à la validation de la méthodologie globale suivie par EDF jusqu'à la phase des investigations sur site (enquête historique, hiérarchisation des zones d'intérêt, prélèvements d'échantillons de sols et analyses). Cependant, la lecture du livrable « état des sols » du CNPE du Bugey joint au rapport de conclusion du réexamen de sûreté n'a pas permis aux inspecteurs de vérifier la conformité de ce livrable. Plusieurs marquages des sols et des eaux souterraines ont été identifiés, mais il n'est pas possible, pour un marquage donné, de retrouver l'ensemble des éléments le concernant (localisation, type de prélèvement, ensemble des mesures effectuées, etc.). Ce livrable n'est donc pas autoportant et nécessite d'être complété par des documents utilisés pour son élaboration. , afin d'en permettre l'instruction. Toutefois, les échanges au cours de l'inspection ont montré que ces éléments étaient disponibles. Demande A3-1 : Je vous demande de compléter le livrable « état des sols » des RCR des prochains réacteurs du CNPE du Bugey 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. L'article 3.3.7 - III de la même décision précise aussi que : « Dans le cas où les résultats de l'état des sols révèlent la présence de substances radioactives ou non radioactives à un niveau non prévu, l'exploitant propose des mesures de gestion adaptées et les met en œuvre après approbation de l'Autorité de Sûreté Nucléaire. » 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 suite à 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 ou total voire maintien en l'état le cas échéant) 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 A3-2 : Je vous demande de compléter le livrable « état des sols » des RCR des prochains réacteurs du CNPE du Bugey 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. Conformité des piézomètres pour la surveillance des eaux souterraines L'article R. 593-26 du code de l'environnement définit le contenu minimal du périmètre INB, qui doit non seulement comprendre l'installation nucléaire proprement dite, mais aussi les Equipements Nécessaires (EN) et leur exploitation mentionnés à l'article L. 593-3 du code de l'environnement. Ces équipements peuvent, selon leur nature, être assimilables à des Installations Classées pour la Protection de l'Environnement (ICPE) ou des Installations, Ouvrages, Travaux et Activités (IOTA) visés par la loi sur l'eau, mais en tant que partie de l'INB et nécessaires à son exploitation, sa maintenance et sa surveillance, ils sont soumis au régime et à la règlementation applicables aux INB. Du fait de leur impact potentiel pour la sécurité, la santé et la salubrité publiques et l'environnement, l'article 4.3.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] rend applicable aux équipements nécessaires dépassant un seuil de la nomenclature ICPE ou IOTA du CNPE du Bugey les arrêtés ministériel de prescriptions générales ICPE et IOTA correspondants listés en annexe II de l'arrêté du 7 février 2012 [2] à compter du 15 novembre 2018, date de dépôt du RCR de installation en déconstruction de Bugey 1. Dans le cadre de l'évaluation de la conformité réalisée au 8 janvier 2021, le CNPE du Bugey a analysé la conformité réglementaire des piézomètres implantés sur son site au regard des prescriptions applicables de l'arrêté du 11 septembre 2003 [5]. Cette analyse a été menée sur la base du rapport d'audit réalisé par une société extérieure au site en 2015 et des remises en état effectuées. Vos représentants ont indiqué qu'un audit similaire a été réalisé en 2019 et que les écarts ou défauts constatés sont en cours de traitement. Les inspecteurs considèrent que l'évaluation de la conformité à l'arrêté du 11 septembre 2003 [5] aurait dû être réalisée sur la base de l'audit de 2019, celui de 2015 n'étant pas représentatif de l'état actuel des piézomètres du site. Par ailleurs, le suivi du traitement des écarts et défauts est apparu perfectible en l'absence d'outil de suivi et de traçabilité des opérations effectuées. Vos représentants ont précisé qu'une réflexion était en cours pour renforcer l'organisation mise en place pour le suivi de l'état des piézomètres, notamment grâce à la création d'un programme local de maintenance préventive (PLMP) d'ici fin 2023. Demande A3-3 : Je vous demande de mettre à jour les résultats de l'analyse de conformité des piézomètres du site du Bugey à l'arrêté du 11 septembre 2003 [5] au regard de leur état actuel. Vous présenterez le plan d'action associé au traitement des écarts constatés. Suivi des déchets au bâtiment des auxiliaires nucléaires généraux (BANG) L'article 6.5 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « L'exploitant assure la traçabilité de la gestion des déchets produits dans son installation. Il 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 ». Le BANG du CNPE du Bugey est divisé en cinq zones qui sont dédiées au traitement/conditionnement des déchets et à l'entreposage des colis avant expédition. L'inventaire des déchets entreposés au sein du BANG est suivi principalement au travers de l'application informatique nationale « DRA ». Il n'existe pas de registre de suivi journalier des déchets au BANG. Certains types de déchets, comme les coques béton, font également l'objet d'un suivi spécifique sur un autre outil interne. Vos représentants ont indiqué que les déchets présents au BANG n'étaient pas tous répertoriés dans DRA. Effectivement, les déchets sans filière, soumis à restrictions, et ceux n'ayant pas encore fait l'objet d'un conditionnement ne sont pas tous enregistrés dans DRA. De plus, la saisie des informations des colis dans DRA doit être faite manuellement et nécessite un certain délai. L'inventaire des déchets du BANG disponible dans DRA ne permet donc pas une comptabilité précise des déchets présents et doit être complété. Demande A3-4 : Je vous demande de mettre en place les mesures permettant d'assurer la comptabilité précise des déchets entreposés au BANG. Vous me préciserez ces mesures et le planning de leur mise en œuvre. Les inspecteurs ont observé que l'état du revêtement autour des rétentions ultimes 8 HQH 2571 et 2572 PS du BANG présentait des défauts (béton apparent). Une reprise du revêtement devra être réalisée afin de retrouver une surface pouvant être décontaminée facilement. En effet, l'article 4.3.5-II de la décision en référence [3] prévoit que « le sol et tout ou partie des parois des locaux à l'intérieur desquels sont mises en œuvre des substances radioactives sont décontaminables ». Les dégradations des revêtements au sol observées remettent notamment en cause son caractère décontaminable. Demande A3-5 : Je vous demande de programmer la réfection du revêtement autour des rétentions ultimes 8 HQH 2571 et 2572 PS du BANG. B. DEMANDES DE COMPLEMENTS D'INFORMATION ## Conformite Reglementaire Surveillance des eaux souterraines Les articles [EDF-BUG-127] et [EDF-BUG-128] de la décision du 15 juillet 2014 [6] prescrivent les modalités de la surveillance radiologique et physico-chimique des eaux souterraines du CNPE du Bugey (piézomètres concernés, paramètres mesurés et fréquence des contrôles). Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué qu'il n'était pas possible de réaliser des mesures sur le piézomètre réglementaire 0 SEZ 135 PZ car le niveau d'eau dans le piézomètre est insuffisant pour réaliser des prélèvements. Ils ont précisé que cela était dû au contexte géologique local qui est constitué d'un ensemble de roches sédimentaires imperméables (dôme de molasse au droit du piézomètre). Cette situation fait l'objet d'une information de l'ASN dans les registres mensuels qui lui sont transmis par le CNPE. Vos représentants ont indiqué que des études étaient en cours pour remédier à cette situation. Les hypothèses envisagées sont notamment le déplacement du piézomètre, sa substitution par un autre piézomètre existant représentatif ou encore sa suppression. La question de la mise à jour de la décision du 15 juillet 2014 devra se poser pour intégrer la solution retenue. Demande B3-1 : Je vous demande de me faire part de la solution que vous retiendrez pour remédier à cette situation, en justifiant le choix retenu et le délai de mise en œuvre associé. Analyse spectrométrique des eaux pluviales de l'aire TFA avant rejet Les zones d'entreposage d'huiles et de solvants de l'aire TFA sont chacune équipées d'une fosse de récupération et d'une vanne manuelle maintenue fermée en permanence afin d'éviter toute pollution du réseau de collecte des eaux pluviales (SEO). La consigne d'exploitation de l'aire TFA précise que ces vannes doivent être ouvertes uniquement pour évacuer les eaux pluviales. Au préalable, un prélèvement pour analyse spectrométrique doit être réalisé pour s'assurer de l'absence de radionucléide artificiel. Les inspecteurs ont demandé à consulter les dernières analyses spectrométriques réalisées sur des effluents rejetés avant l'ouverture de la vanne d'isolement de la zone « huile ». Les documents n'ont pas pu être présentés lors de la visite des installations. Demande B3-2 : Je vous demande de me transmettre les 3 derniers comptes rendus des analyses réalisées sur des effluents rejetés avant l'ouverture de la vanne d'isolement de la zone « huile » de l'aire TFA. ## C. Observations Respect de l'échéancier de reconditionnement des déchets Le rapport de conclusion du réexamen identifie plusieurs colis de déchets dont le conditionnement ou les caractéristiques ne sont pas compatibles avec les filières externes d'élimination actuellement disponibles. Un échéancier de reconditionnement et d'évacuation de ces colis est présenté dans le rapport. Les inspecteurs notent positivement que les colis de déchets identifiés comme à reconditionner et/ou à ## Évacuer Pour 2021 Et 2022 Ont Tous Été Évacués Du Site. Vanne D'Isolement Général De L'Aire Tfa La vanne d'isolement général de l'aire TFA doit permettre d'isoler l'installation du réseau SEO (réseau d'eaux pluviales) pendant les phases d'activités sur l'aire et de permettre la rétention d'éventuels déversements en cas d'incident notamment. La fermeture de la vanne est ainsi asservie à l'ouverture du portail d'accès à l'aire. Le jour de l'inspection, vous avez indiqué qu'à la suite d'une panne électrique du portail survenue le 11 mars 2022, la fermeture de la vanne n'était plus asservie à l'ouverture du portail. Une réparation est prévue et fait l'objet d'une priorisation afin d'être réalisée dans les meilleurs délais. Une consigne temporaire a été mise en place pour maintenir la vanne d'isolement générale fermée. Cependant, aucune consigne particulière n'était donnée concernant l'ouverture de la vanne pour la gestion des eaux, notamment en cas de forte pluie. Après l'inspection, vous avez indiqué aux inspecteurs que la consigne a été modifiée le 17 mars 2022 pour demander la fermeture de la vanne du lundi au vendredi, avec la mise en place d'une surveillance quotidienne du niveau d'eau dans les rétentions en cas de pluie, et l'ouverture de la vanne le week-end (pas d'activités sur l'aire le week-end) afin de permettre l'évacuation d'une éventuelle eau de pluie. Ceci est considéré comme satisfaisant dans l'attente de la réparation du portail. [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Décision n° 2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 modifiée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base [4] CODEP-DEU-2019-042607 Maitrise des risques non radiologiques à la suite de l'accident « Lubrizol » à Rouen [5] Arrêté du 11 septembre 2003 portant application du décret n° 96-102 du 2 février 1996 et fixant les prescriptions générales applicables aux sondage, forage, création de puits ou d'ouvrage souterrain soumis à déclaration en application des articles L. 214-1 à L. 214-3 du code de l'environnement et relevant de la rubrique 1.1.1.0 de la nomenclature annexée au décret n° 93-743 du 29 mars 1993 modifié [6] Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
INSSN-OLS-2022-0726	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-019837 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-2022-0726 des 15 mars et 8 avril 2022 « Gestion des écarts de conformité » 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 15 mars 2022, complétée par une inspection à distance le 8 avril 2022 au CNPE de Chinon sur le thème « Gestion des écarts de conformité». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection en objet s'inscrit dans le cadre du suivi par l'ASN de la trente deuxième visite partielle du réacteur n°4. Au cours de l'inspection du 15 mars, les inspecteurs ont contrôlé par sondage les dossiers de traitement d'écarts de conformité concernant le réacteur n°4 et ont échangé avec vos représentants sur l'élaboration de la note de cumul des écarts de conformité, permettant de justifier l'existence d'un chemin sûr malgré la présence de plusieurs écarts à nocivité non éliminée. Ils ont également réalisé un contrôle de certaines activités du bilan des travaux des équipements importants pour la sûreté entre le 5 et le 8 avril 2022. La résorption de certains écarts de conformité et la réalisation à l'attendu des activités à enjeux étant un préalable à la délivrance par l'ASN d'une autorisation pour le redémarrage du réacteur n°4, l'ensemble des points potentiellement bloquants identifié par les inspecteurs a été soldé au travers des échanges entre l'ASN et le CNPE au cours de l'arrêt du réacteur. L'inspection du 15 mars et le contrôle du bilan des travaux ont permis aux inspecteurs de constater la clôture d'un certain nombre d'écarts de conformité et d'activités transverses à enjeux. Néanmoins, des compléments sont attendus pour le suivi à plus long terme du bon état des équipements et font l'objet des demandes du présent courrier. Par ailleurs le détail des activités contrôlées par sondage dans le cadre de cette inspection est également précisé ci-dessous. ## A. Demandes D'Actions Correctives Incohérence D'Enregistrement D'Activités Réalisées Durant La Modification Pnpp1738 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. » Durant l'instruction du bilan des travaux en préalable à la délivrance de l'autorisation de divergence, les inspecteurs ont contrôlé par sondage le dossier de fin d'intervention d'intégration de la modification PNPP1738. Cette modification consiste en la création d'une nouvelle alarme afin d'apporter de la robustesse à la détection d'une perte totale du système d'eau brute secourue. Les inspecteurs ont constaté deux fiches de non-conformités qui établissaient des incohérences d'enregistrement de contrôle ou de surveillance d'activités importantes pour la protection des intérêts (AIP) comme la levé d'un point d'arrêt signée avant la finalisation de l'intervention concernée. Demande A1 : je vous demande d'analyser les causes de ces défauts d'assurances qualité et de me présenter les actions mises en œuvre pour respecter les exigences de l'article 2.2.2 de l'arrêté [2]. Demande A2 : la levée d'un point d'arrêt avant la finalisation de l'intervention concernée pouvant par ailleurs être assimilée à une falsification, je vous demande de prendre toute disposition (sensibilisation des agents, information, formation…) susceptible de renforcer votre action concernant la prévention de ce risque. Vous me préciserez les actions engagées en ce sens. ## B. Demandes De Compléments D'Information Compétences des prestataires intervenant sur du contrôle des ancrages des équipements L'écart de conformité (EC) n°540 concerne des anomalies au niveau des ancrages de commandes déportées de vannes des systèmes d'injection de sécurité (RIS) et d'aspersion enceinte (EAS). Les inspecteurs ont réalisé un contrôle sur pièce de la documentation d'intervention puisque les équipements n'étaient pas accessibles le jour de l'inspection. Dans la procédure nationale de maintenance (PNM) portant l'intervention de contrôle de la conformité des ancrages il est fait mention de la nécessité pour les intervenants réalisant les contrôles de connaitre « la note TEGGEFTC099064 au dernier indice, note qui n'était pas présente dans le dossier analysé par les inspecteurs. Demande B1 : je vous demande de m'indiquer comment vous vous assurez du respect de cette exigence. ## Causes Profondes De L'Obstruction De Détendeurs Du Système D'Échantillonnage Nucléaire (Ren) Dans le cadre de l'instruction du bilan des travaux EIP, les inspecteurs se sont intéressés aux nonrespects de deux critères A lors des essais périodiques REN 030 et REN020. Ces deux essais sont similaires, ils permettent de s'assurer du débit dans deux lignes du système REN qui permettent d'alimenter deux chaines de mesures qui surveillent l'activité des eaux de purges des générateurs de vapeur 1 et 2. Les deux essais n'ont pas permis de relever des débits supérieurs au critère A de 60 l/h (9,36 l/h pour l'EPC REN020 et 43,94 l/h pour l'EPC REN030) ne permettant ainsi pas de s'assurer de la disponibilité des deux lignes REN. Des visites internes des détendeurs 4REN291VL et 4REN292VL ont été réalisées et ont mis en évidence un bouchage des deux détendeurs, phénomène qui n'est pas nouveau sur le CNPE. Les équipements ont été remis en état afin de rendre disponibles les deux lignes REN pour le réacteur n°4. Demande B2 : je vous demande de réaliser une analyse approfondie du bouchage des détendeurs concernés et de me transmettre les mesures que vous mettrez en œuvre afin de fiabiliser la disponibilité des deux lignes REN dont la disponibilité en cours de cycle ne peut aujourd'hui être assurée. Contrôle des raccords VEBEO des motopompes du système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) Les inspecteurs se sont intéressés aux contrôles déclinés durant la visite partielle sur les raccords VEBEO des motopompes du système ASG d'après le courrier D455022000547 de vos services centraux. Ce courrier décrit les critères de contrôle du couple de serrage et de l'alignement des deux tronçons de tuyauteries raccordées. Dans le cas où ces conditions ne sont pas remplies, il est demandé de procéder à la réfection du raccord en appliquant une liste de recommandations. En ce qui concerne la pompe 4ASG001PO les conditions précisées dans le courrier n'étaient pas remplies puisque le couple de serrage n'était pas conforme, mais le CNPE n'a pas appliqué l'ensemble des recommandations du courrier, considérant que la conformité du parallélisme était suffisante. Demande B3 : je vous demande de vous assurer auprès de vos services centraux de la conformité des actions réalisées sur la motopompe 4AS001PO par rapport aux prescriptions du courrier D455022000547. Vous me transmettrez la réponse qui vous sera formulée. ## Fissuration Des Brides D'Aspiration Des Pompes 4Asg013Po Et 4Asg023Po Les inspecteurs ont contrôlé par sondage les actions réalisées dans le cadre du traitement d'un constat de fissuration sur les brides d'aspiration des pompes 4ASG013PO et 4ASG023PO détectée par le CNPE durant la visite partielle du réacteur n°4. Bien qu'un contrôle réalisé sur les autres motopompes du CNPE n'ait pas présenté de défauts similaires, il apparait nécessaire de s'interroger sur les mécanismes de dégradation de ces équipements entre chaque visite. Demande B4 : je vous demande d'analyser les causes de la dégradation des brides d'aspiration susnommées. Vous m'indiquerez notamment : - depuis quelle date les brides étaient installées ; - même question pour les brides inspectées et jugées conformes ; - quelles maintenance entre deux visites impactent ces brides d'aspiration. ## C. Observations Activités contrôlées dans le cadre de cette inspection C1 : Au-delà des activités faisant l'objet d'une demande de ma part, les inspecteurs ont contrôlé par sondage les résultats et remises en conformité des écarts de conformité n° 526, 579, 580, 499, 540, 522 et 584. Les principales activités à enjeux ayant également fait l'objet d'un contrôle durant cette inspection sont la visite 30 cycles de la pompe 8RIS011PO et la modification PNPP1738. ## Vous voudrez bien me faire par, 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-2022-0750	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-018720 Monsieur le Directeur du Centre Paris-Saclay Commissariat à l'Energie Atomique et aux énergies alternatives Etablissement de Fontenay-aux-Roses 91191 GIF SUR YVETTE Cedex Orléans, le 11 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CEA de Paris-Saclay, site CEA de Fontenay-aux-Roses - INB n° 165 et INB n° 166 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0750 du 21 mars 2022 « Gestion des Ecarts » 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 21 mars 2022 sur votre établissement de Fontenay-aux-Roses sur le thème « gestion des écarts ». 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 « Gestion des écarts ». Les inspecteurs ont commencé par un point d'actualités des chantiers en cours et finalisés sur les installations, ainsi qu'un point particulier concernant les événements significatifs survenus depuis le début de l'année. Ils ont ensuite examiné l'organisation de l'exploitant relative à la gestion des écarts. Ils se sont attachés à détailler les différentes étapes de détection, examen et hiérarchisation, traitement, revue périodique et prise en compte du retour d'expérience. Certains écarts ont été examinés par sondage. Les inspecteurs regrettent néanmoins que l'application SANDY, permettant le suivi des écarts, n'ait pas été disponible pendant toute la durée de l'inspection. Une visite terrain a été réalisée concernant principalement le bâtiment 18 de l'INB n° 165 et les bâtiments 10, 26 et 50 de l'INB n° 166. Au vu des contrôles réalisés par sondage, l'organisation relative à la gestion des écarts apparaît bien définie. Des revues périodiques sont régulièrement organisées pour solder les écarts et identifier d'éventuels signaux faibles. L'application SANDY semble permettre une bonne traçabilité. Toutefois, au regard des constats effectués sur le terrain, des améliorations ou justifications sont attendues concernant la gestion de la charge calorifique à proximité des bâtiments 58 et 108 ainsi que l'identification et la résorption de certains écarts. De plus, au vu de l'indisponibilité de l'application SANDY, les inspecteurs restent dans l'attente de certaines fiches d'écarts. Des compléments sont par ailleurs attendus concernant la procédure de catégorisation des INB. ## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion De La Charge Calorifique En application de l'article 3.6 de l'arrêté du 7 février 2012 [2], « Les agressions externes à prendre en considération dans la démonstration de sûreté nucléaire comprennent : les risques induits par les activités industrielles et les voies de communication, dont les explosions, les émissions de substances dangereuses et les chutes d'aéronefs ; le séisme ; la foudre et les interférences électromagnétiques ; les conditions météorologiques ou climatiques extrêmes ; les incendies ; les inondations trouvant leur origine à l'extérieur du périmètre de l'installation nucléaire de base, y compris leur effet dynamique ; les actes de malveillance ; toute autre agression externe que l'exploitant identifie ou, le cas échéant, que l'Autorité de sûreté nucléaire juge nécessaire de prendre en compte ; les cumuls plausibles entre les agressions ci-dessus. » Lors de la visite terrain, les inspecteurs se sont rendus à l'ancien emplacement du bâtiment 26. Ce bâtiment a été déposé récemment. Les inspecteurs ont constaté la présence d'un platelage de bois installé contre le bardage métallique des bâtiments 58 et 108. Interrogé sur ce platelage, vous avez indiqué qu'il aurait été installé par l'entreprise en charge de la dépose du bâtiment pour préserver le bardage métallique des bâtiments limitrophes en cas de grand vent. Demande A1 : je vous demande de me justifier que la présence de ce platelage de bois est prise en compte dans vos études de risque incendie des bâtiments 58 et 108, ou de justifier l'absence de prise en compte. Un entreposage de bois est également présent contre ce platelage à proximité immédiate des bâtiments 58 et 108. Cet entreposage n'est pas prévu dans l'étude relative à la gestion des déchets, ni dans l'étude de risque incendie. Ces déchets constituent des charges combustibles susceptibles d'engendrer une agression externe de l'INB n° 166 en cas de départ de feu. Demande A2 : je vous demande de respecter les zones d'entreposages de déchets prévues dans votre étude déchets, et en tout état de cause de supprimer tous les entreposages à proximité des murs des bâtiments de l'INB n° 166. Vous m'informerez des mesures mises en œuvre pour remédier à cette situation et pour vous assurer périodiquement de l'absence de tout nouvel entreposage de déchets non autorisé. ## Gestion Des Écarts L'article 2.6.1. de l'arrêté [2] stipule : « L'exploitant prend toute disposition pour détecter les écarts relatifs à son installation ou aux opérations de transport interne associées. » L'article 2.6.3. de l'arrêté [2] requiert : « 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. 5931 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives. II. - L'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement. III. - Le traitement d'un écart constitue une activité importante pour la protection. IV. - Lorsque l'écart ou sa persistance constitue un manquement mentionné au troisième alinéa de l'article 2.6.2, l'exploitant prend sans délai toute disposition pour rétablir une situation conforme à ces exigences, décisions ou prescriptions. Sans préjudice des dispositions de l'article 2.6.4, lorsque l'exploitant considère qu'il ne peut rétablir une situation conforme dans des délais brefs, il en informe l'Autorité de sûreté nucléaire. » Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont constaté la présence de deux fenêtres endommagées au bâtiment 50. La fiche d'écart n°2021-FEA-1279 ne mentionne qu'une seule fenêtre dans son intitulé « dégradation d'une fenêtre du bâtiment 50 ». Demande A3 : je vous demande de vous assurer que ces deux fenêtres endommagées sont bien identifiées comme des écarts à solder. Vous me transmettrez la ou les fiche(s) d'écart correspondante(s). Une des deux fenêtres a été réparée provisoirement avec une plaque de makrolon accrochée par de la tarlatane. Les inspecteurs ont constaté que la tarlatane était partiellement décollée. Demande A4 : je vous demande de traiter cet écart dans les plus brefs délais. Vous me transmettrez les éléments justifiant de la bonne réparation de cette fenêtre. ## B. Demande De Compléments D'Information L'instruction RSSN SSS-02-10 (I) relative à la gestion des écarts mentionne au paragraphe 7.3 qu'une « revue « sureté », a minima annuelle, en présence du CI (ou du CIS) et en présence du chef de la cellule (ou de son adjoint) [est réalisée] pour les installations nucléaires classées de niveau 4 selon la nouvelle catégorisation CEA ou des référents cellule et installations pour les autres niveaux. ». Lors de l'inspection, vous n'avez pas été en mesure de fournir aux inspecteurs l'intégralité de la procédure relative à cette catégorisation. Demande B1 : je vous demande de me fournir cette procédure ainsi que l'ensemble de ses annexes. L'application SANDY ayant été indisponible pendant toute la durée de l'inspection, les inspecteurs n'ont pas pu examiner l'ensemble des fiches d'écarts souhaité. Demande B2 : je vous demande de me transmettre la fiche d'écart n°2021-FEA-1392 relative au dépassement du seuil d'alerte sur le témoin de fissure n°29 du local H020B de la tranche 2 du bâtiment 18. Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont constaté la présence de corrosion sur les gaines de ventilation procédé dans les combles du bâtiment 18. Vous leur avez indiqué que ce type de corrosion était présent sur l'ensemble des 4 tranches. La corrosion se situe au niveau d'une partie « morte » du réseau. Vous avez également indiqué qu'il pouvait y avoir rétention des condensats à l'intérieur de la gaine favorisant la corrosion de cette dernière. Un dispositif de purge est d'ailleurs présent depuis la conception mais celui-ci n'a jamais été utilisé. Le chef d'exploitation a indiqué attendre un diagnostic plomb pour qu'un chaudronnier puisse intervenir. Au vu des éléments disponibles lors de l'inspection, il n'est pas écarté que le percement potentiel de la tuyauterie induit par cette corrosion puisse engendrer une rupture de confinement. Demande B3 : je vous demande de me transmettre la fiche d'écart n°2021-FEA-0178 relative à la présence de rouille sur la cheminée de ventilation tranche 1. Vous me transmettrez le plan d'actions associé. Demande B4 : je vous demande de vous interroger sur le caractère significatif de cet événement au regard des critères 5, 6 ou 7 du guide ASN. Vous transmettrez votre analyse et vos conclusions pour cet événement. ## C. Observations C1 : les inspecteurs rappellent que la mise à jour des comptes rendus d'événements significatifs pour prendre en compte un décalage de planning est une obligation règlementaire. C2 : les inspecteurs ont constaté la présence de nombreux déchets dans le local S107 du bâtiment 10. Vous avez indiqué que ces déchets doivent être évacués suite à l'installation d'un sas TFA en juin 2022. C3 : les inspecteurs ont constaté que l'écart n°19-33 relatif à l'inversion du sens d'air entre le sas de l'entreprise extérieure et le hall 008 relevé en 2019 n'était toujours pas soldé. D'après le tableau de suivi de l'exploitant, l'ensemble des actions correctives a été réalisé fin 2020 mais les modes de preuves n'ont toujours pas été récupérés. Il vous appartient de prendre des dispositions pour finaliser le traitement de cet écart. C4 : l'exploitant a indiqué que le plan d'actions relatif la remise en état des joints des portes coupe-feu est en cours. L'ASN sera vigilante à la bonne réalisation de ce plan d'actions. 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-2022-0860	BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX Bordeaux, le 13 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Golfech Inspection n° INSSN-BDX-2022-0860 du 3 mars 2022 Conduite Normale - Transitoire Sensible Référence courrier : CODEP-BDX-2022-014996 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] Compte rendu de l'événement significatif survenu le 8 octobre 2019 sur la tranche 2, ref. D45449056195 indice 1 ; [4] Avis IRSN n°2021-00086, Analyse approfondie de l'événement survenu le 8 octobre 2019 sur le réacteur n° 2 de Golfech - Mise sous vide incontrôlée du circuit primaire lors de sa vidange ; [5] Note locale « Organisation du service conduite », ref. D5067NOTE00093 ind. 13 ; [6] Note locale « Organisation de la surveillance et de la sérénité en salle de commande », ref. D5067NOTE03651 ind. 18 ; [7] Note locale « Maîtrise de la qualité de maintenance et d'exploitation sur le CNPE de Golfech », ref. D454418019552 ind. 0 ; [8] Consigne CGE AR2, document opérateur réacteur, ref. D1300CGE20122 ind. 3a. ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 3 mars 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech sur le thème « Conduite Normale - Transitoire Sensible». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection en objet visait à contrôler la gestion par les équipes de conduite du transitoire sensible consistant à vidanger le circuit primaire principal et, en particulier la bonne prise en compte du retour d'expérience de l'événement survenu le 8 octobre 2019 sur le réacteur 2, décrit dans le compte rendu d'événement [3], et le respect des engagements pris dans le cadre de l'étude approfondie de l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) [4] pour les phases de planification, de préparation et de réalisation de cette activité. Cette inspection a été réalisée de manière inopinée. Les inspecteurs se sont rendus en salle des commandes, et ont accompagné des agents de terrain dans le bâtiment réacteur. Ils ont observé les activités de conduite réalisées par les opérateurs, le bon respect du rôle des différents acteurs en salle des commandes, la relève entre l'équipe montante et descendante lors du changement de quart, ainsi que les briefings de préparation pour l'activité de vidange du circuit primaire. Les inspecteurs ont assisté aux étapes préalables à la vidange, définies à la suite du retour d'expérience de l'événement [3], consistant à retransmettre sur un enregistreur en salle des commandes la pression du pressuriseur mais également le débit d'air vers le pressuriseur, mesuré par le capteur de débit 1 RAZ 005 MD du système de distribution d'azote. Ils ont assisté à la phase de gonflage du pressuriseur à 200 mbar relatif. Les inspecteurs ont également observé le début de la vidange, se traduisant par une baisse du niveau d'eau dans le pressuriseur. En raison du décalage des activités, dans la matinée, les inspecteurs se sont également intéressés à la préparation de l'activité évaluée à risque « non qualité » de niveau 2, consistant à ligner en configuration « dépressurisée » les deux capteurs de niveau cuve 2 RCP 030 MN et 2 RCP 032 MN. Les inspecteurs se sont également entretenus avec le chef des opérations de conduite du projet d'arrêt sur les raisons justifiant cette nouvelle stratégie de lignage et les risques associés, et ont assisté au briefing préparatoire des intervenants de la section « automatisme », devant réaliser cette activité le soir même. Dans le cadre de cette inspection, les inspecteurs ont pu observer le travail important engagé par le CNPE de Golfech pour prendre en compte le retour d'expérience de l'événement [3], et fiabiliser les opérations de vidange du circuit primaire. Les inspecteurs ont notamment pu constater : - la décision de mettre en place une nouvelle stratégie de lignage des capteurs de niveau d'eau de la cuve, inspirée d'une bonne pratique relevée sur le parc électronucléaire ; - la réalisation d'un briefing de l'activité de gonflage du pressuriseur, en présence du chef d'exploitation ou du chef d'exploitation délégué, prenant en compte le retour d'expérience de l'événement [3] ; - la mise en place du capteur de débit 1 RAZ 005 MD et la retransmission de sa mesure en salle des commandes permettant de vérifier la circulation effective de l'air vers l'évent du pressuriseur afin de confirmer que la vidange ne se réalise pas sous vide ; - la réalisation d'un contrôle technique pour le lignage du capteur 1 RAZ 005 MD ; - la réalisation d'un contrôle technique pour l'ouverture de l'évent du pressuriseur. De manière générale, les inspecteurs soulignent la qualité des pré-jobs briefings auxquels ils ont pu assister avant la réalisation de certaines activités, et la pertinence des informations enregistrées dans les débriefings. Les inspecteurs notent positivement l'attitude interrogative des agents en salle des commandes. Toutefois, sur le sujet de la planification des activités, les inspecteurs constatent qu'un exercice d'évacuation du bâtiment réacteur était programmé de façon concomitante à la réalisation du transitoire sensible. Bien qu'elle n'ait pas eu d'impact le jour de l'inspection, du fait d'un retard sur la phase de préparation de la vidange, cette concomitance avait été identifiée par l'IRSN dans son avis [4] comme un facteur aggravant de l'événement [3] qui n'a pas été pris en compte. Les inspecteurs remarquent que le décalage du planning d'arrêt vous a conduit à affecter des activités sensibles à des intervenants qui n'étaient pas pressentis pour les réaliser, et qui n'ont pas fait l'objet de formations complémentaires en amont de l'arrêt. Les inspecteurs considèrent que les entrainements, en particulier pour ces intervenants, doivent être améliorés pour se tenir dans des conditions représentatives de l'activité et ne pas consister en une simple appropriation des gammes de procédures utilisées. En salle des commandes, la présence d'un macaron en contradiction avec la position d'une vanne, et l'action d'un pilote de tranche sur les pupitres amènent les inspecteurs à considérer que la surveillance y est perfectible, et la définition du rôle des acteurs à réaffirmer. ## I. Demandes A Traiter Prioritairement Sans objet. ## Ii. Autres Demandes Formation Et Entrainement Pour Une Activité À Risque De Non-Qualité La démarche de maîtrise de la qualité de maintenance et d'exploitation, définie dans la note [7], prévoit des parades à mettre en œuvre pour chacune des activités à risque de « Non-Qualité » (NQ), deux d'entre elles sont l'appropriation du dossier d'intervention, et l'entraînement. La note [7] indique : « Pour chaque activité NQ1 ou NQ2, un entraînement doit être réalisé avant l'intervention. […] Nota : l'appropriation du dossier d'intervention (voir levier de préparation n° 5) n'est pas considérée comme un entraînement. L'entraînement peut-être une répétition physique de l'activité, comme par exemple : l'utilisation d'une maquette ou d'un simulateur. L'entraînement peut-être également une projection virtuelle dans l'activité, comme par exemple : l'utilisation d'un support pédagogique (photos, vidéos, e-learning, etc.), une répétition à blanc de l'activité en local ou en salle, l'observation de la réalisation de la même activité par d'autres intervenants, une sensibilisation ou formation réactive animée par une personne expérimentée dans l'activité. » Les inspecteurs ont pu assister à l'entrainement de l'activité classée NQ2, de lignage des capteurs de niveau de la cuve 2 RCP 030 MN et 2 RCP 032 MN. Pour la première fois au CNPE de Golfech, le capteur RCP 032 MN était ligné en mode dépressurisé alors qu'auparavant seul le capteur 2 RCP 030 MN l'était. Un mauvais séquencement des activités aurait pu se traduire par une indisponibilité simultanée des deux capteurs. Cette activité, à condition qu'elle soit correctement mise en œuvre, correspond à une bonne pratique de nature à fiabiliser la vidange du circuit primaire. Toutefois, les inspecteurs constatent que cette activité a été décidée tardivement, à l'occasion d'un relevé de décision daté du 23 février 2022. Vos représentants ont indiqué que les intervenants de la section « automatisme », pressentis pour réaliser cette phase d'activité, avaient été formés pendant l'été uniquement à l'ancienne méthode de lignage, consistant à ne dépressuriser qu'un seul des deux capteurs. De plus, du fait du décalage du planning d'arrêt, les intervenants d'astreinte retenus pour réaliser l'activité ne sont pas ceux qui ont reçu la formation partielle préalablement à l'arrêt du réacteur pour maintenance. Des agents d'astreinte non formés spécifiquement, dont un primo-intervenant, ont finalement réalisé cette activité. Par ailleurs, les inspecteurs ont pu constater que l'entrainement, basé sur le dossier sûreté qualité (DSQ) de l'intervention, était réalisé en salle de réunion, et non sur un espace maquette ou in-situ, dans le local concerné permettant de visualiser les vannes à actionner. Les inspecteurs ont pris connaissance du débriefing de cette activité après l'inspection. Si l'activité s'est correctement déroulée, les inspecteurs ont pu constater que des difficultés logistiques (absence d'un bidon pour récupérer les effluents vidangés) et des informations erronées sur la procédure (erreur dans les références de vannes à manœuvrer) ont pu gêner sa réalisation. Les inspecteurs estiment que le jeu à blanc de la gamme en local aurait permis d'identifier ces difficultés. Les inspecteurs considèrent qu'une appropriation des gammes en salle de réunion ne constitue pas un véritable entraînement, et qu'une attention particulière doit être portée pour des intervenants qui n'ont pas suivi de formation réactive en préparation de l'arrêt. Cet axe d'amélioration est par ailleurs soulevé dans le débriefing du superviseur de l'activité. Réaliser, sauf justifications, les entrainements dans des conditions représentatives de l'activité pour les activités identifiées comme le nécessitant ; Corriger la gamme de lignage en mode dépressurisé du capteur 1RCP032MN et vérifier les gammes concernant les autres lignages de ce même capteur. Présence d'un macaron en contradiction avec la position réelle d'une vanne en salle des commandes La note [6] prévoit qu'une surveillance globale soit réalisée, consistant notamment en : - « Un tour de bloc initial à 100% : pupitres primaire et secondaire réalisés par chacun des opérateurs après avoir reçu leur relève. - Un tour de bloc par pupitre (périodicité de l'ordre toutes les deux heures). » En contrôlant la position des organes en salle des commandes, les inspecteurs ont attiré l'attention de l'opérateur primaire sur la position de la vanne 1 RCV 279 VP du circuit de contrôle chimique et volumétrique du circuit primaire du réacteur. En effet, le bouton « TPL » (Tourner Pousser Lumineux) de cette vanne indiquait une position ouverte, en contradiction avec la présence d'un macaron entourant le bouton affichant « Vanne fermée pour refroidissement du PZR jusqu'à vidange à 50% du PZR ». La vidange du pressuriseur (PZR) n'avait alors pas débutée. Après une minute d'arrêt, l'opérateur et le chef d'exploitation délégué ont confirmé le besoin de conserver cette vanne en position ouverte, et décidé de retirer le macaron indiquant l'inverse. Vos représentants ont montré aux inspecteurs que la consigne générale d'exploitation AR2 [6] demandait l'ouverture de cette vanne, réalisée lors du quart de conduite précédent. Les inspecteurs notent qu'ils sont à l'origine de la détection de cette situation, et considèrent qu'elle aurait dû être identifiée au moment d'actionner la vanne, lors de la surveillance globale en salle des commandes (tours de blocs), ou au moment du changement de quart. Renforcer la surveillance en salle des commandes ; Apporter les modifications nécessaires à la consigne générale d'exploitation AR2, sur le document opérateur primaire, concernant la présence de ce macaron et l'ouverture de la vanne RCV 279 VP. ## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn Planification d'un exercice d'évacuation du bâtiment réacteur concomitant à la réalisation d'un transitoire sensible Dans le planning d'activité d'arrêt communiqué en début de journée, les inspecteurs ont constaté que les activités d'ouverture du pressuriseur et de gonflage en air étaient programmées de 12h à 14h, pour une vidange débutant à 14h permettant d'atteindre la moitié du pressuriseur à 15h30. Ce planning faisait également apparaître un exercice d'évacuation du bâtiment réacteur de 14h à 15h. Cet exercice d'évacuation, prévu au planning d'activités d'arrêt, a été lancé alors que l'équipe de conduite finalisait les opérations préalables à la vidange du pressuriseur. La vidange n'avait toutefois pas débuté, les activités ayant momentanément été suspendues pour résoudre un aléa concernant un débit parasite mesuré par le capteur de débit 1 RAZ 005 MD, juste avant de procéder à l'ouverture de l'évent du pressuriseur. L'IRSN indique, dans son avis [4], que l'exercice d'évacuation du bâtiment réacteur programmé le 8 octobre 2019 avait contribué à perturber la gestion des difficultés de vidange survenues lors de l'événement [3]. L'IRSN considère que les pré-jobs briefings ne sont pas une ligne de défense suffisamment robuste pour empêcher la réalisation concomitante d'un transitoire sensible et d'activités susceptibles de fragiliser sa conduite. La centrale nucléaire de Golfech n'a pas fait évoluer son référentiel relatif aux transitoires sensibles pour éviter que des activités susceptibles de fragiliser leur réalisation ne soient menées de manière concomitante. Les outils de planification n'interdisent pas de programmer une évacuation du bâtiment réacteur en même temps que la vidange du circuit primaire. ## Rôle Des Acteurs En Salle Des Commandes La note d'organisation [5] de votre service conduite prévoit un rôle de supervision pour l'opérateur pilote de tranche, et confie l'ensemble des manœuvres d'exploitation aux opérateurs primaire et secondaire. Les inspecteurs ont constaté qu'un opérateur pilote de tranche avait agi sur les commandes pour mettre en remplissage un évaporateur TEP du système de traitement des effluents primaires, alors que l'opérateur primaire, par ailleurs chargé de la surveillance « tête haute » du réacteur, était occupé par d'autres tâches. L'opérateur pilote de tranche a immédiatement rendu compte de ses actions à l'opérateur primaire. Le rôle des différents acteurs en salle des commandes n'est pas strictement respecté. Informations parfois imprécises ou erronées dans les documents opérationnels Les inspecteurs ont constaté que certains documents opérationnels comportaient des imprécisions ou des inexactitudes. Ils notent qu'une situation de ce type a pu être détectée à l'occasion de la réalisation d'un pré-job briefing pour une activité de purification du circuit primaire : les documents ont été annotés pour être corrigés et une fiche « constat caméléon » rédigée de façon réactive pour les faire évoluer. Les inspecteurs notent également la bonne qualité des informations enregistrées à l'occasion des débriefings sur les éventuelles imprécisions des documents opérationnels qui posent des problèmes d'interprétation. Par exemple, pour l'activité de vidange du circuit primaire, le débriefing du primointervenant sur cette activité a proposé de préciser que le réglage du détendeur pour gonfler le pressuriseur à 200 mbar relatif devait être réalisé de façon dynamique (avec le débit passant). La qualité des documents opérationnels n'est pas toujours à l'attendu et mériterait une plus grande attention. ## Prise En Compte Des Alarmes « Incendie » L'apparition d'une alarme feu pour le local LC0311 au niveau des baies en salle des commandes a conduit les opérateurs à appeler le représentant du prestataire responsable de l'analyse de l'impact des permis de feu et des inhibitions sur les spécifications techniques d'exploitation. Ce dernier a indiqué aux opérateurs qu'il s'agissait simplement du passage d'un détecteur en mode « essai » : et leur a montré que cette mention apparaissait à gauche de l'alarme, sur l'écran de la baie. L'opérateur en charge d'acquitter cette alarme a indiqué n'avoir encore jamais rencontré cette situation. Certains opérateurs ne connaissent pas l'inhibition en mode « essai » des détecteurs incendie. ## Accueil Des Prestataires Dans Le Cadre Du Plan Rigueur Sûreté Dans le cadre de la mise en œuvre du « plan rigueur sûreté » (PRS), vous avez indiqué à l'ASN qu'un accueil des agents prestataires intervenant lors des arrêts des réacteurs pour maintenance et rechargement en combustible était systématique, et permettait d'attirer leur attention sur les comportements attendus. Dans le bâtiment réacteur, les inspecteurs se sont entretenus avec des prestataires qui réalisaient des activités en prévision de l'ouverture de la cuve, dont l'accueil PRS était programmé le lendemain. L'accueil PRS des prestataires est parfois postérieur au commencement de leurs activités sur les équipements important pour la protection des intérêts au sens du code [1]. ## Débit Parasite Sur Le Capteur 1 Raz 005 Md A la suite de l'analyse approfondie de l'événement [3], vous avez testé et retenu une solution permettant d'utiliser le capteur 1 RAZ 005 MD de manière à ce qu'il retransmette en salle des commandes la mesure du débit d'air à l'entrée du pressuriseur. La consigne [8] prévoit la réalisation d'un contrôle technique du lignage de ce capteur. Malgré la réalisation correcte du lignage, la présence d'un débit parasite n'a pas permis de constater un débit nul sur ce capteur, mais la mention « >10 m3/h ». D'après l'analyse de l'équipe de conduite de quart, le débit parasite serait dû à l'inétanchéité des vannes 1 RPE 023 VY et/ou 1 REP 026 VY. La fermeture d'organes situés en aval de ces vannes a permis de retrouver le débit nul attendu. L'ASN note dans le débriefing de cette activité qu'une demande de travaux a été initiée pour corriger cette situation. Le capteur RAZ 005 MD a effectivement pu retransmettre en salle des commandes la confirmation qu'une circulation d'air s'effectuait vers l'évent du pressuriseur, attestant que la vidange ne se réalisait pas sous vide. Toutefois, après quelques minutes de vidanges, la valeur indiquée par le capteur est une nouvelle fois passée subitement hors champs « >10 m3/h », alors qu'elle affichait une valeur proche de 3 m3/h précédemment. Néanmoins, le capteur avait déjà permis de confirmer que la vidange n'était pas réalisée sous vide, et sa valeur n'était plus requise. Les valeurs de débit transmises par le capteur RAZ 005 MD sont susceptibles d'être perturbées par l'inétanchéité non attendue d'autres vannes. ## Horloge Hors Service Les inspecteurs ont constaté que l'horloge numérique murale en salle des commandes était hors service, et que l'heure affichée sur les ordinateurs de la salle de commande était erronée. Pour renseigner les procédures, les opérateurs utilisent leurs téléphones. L'heure indiquée sur l'horloge murale en salle des commandes du réacteur 1 est erronée. * * * 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 signé Bertrand FREMAUX * * * ## 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-OLS-2022-0775	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-018521 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 11 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Site CEA de Saclay - INB n° 50 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0775 du 23 mars 2022 « Management de la sûreté » Réf. : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 23 mars 2022 au CEA de Saclay à l'INB n° 50 sur le thème « management de la sûreté ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection en objet concernait le thème « management de la sûreté ». Les inspecteurs ont commencé par un point d'actualités de l'installation puis ils ont pris connaissance de l'organisation mise en œuvre au sein de l'INB, de la section et du service en consultant les organigrammes associés. Ils ont ensuite examiné le SMI (Système de Management Intégré) mis en œuvre sur l'INB. Ils ont effectué une visite de la ZAV (zone avant) de la ligne K, de la pièce 53 (pièce où sera mis en service un microscope à balayage) et autour des entreposages extérieurs de l'INB. Ils ont ensuite abordé la gestion du retour d'expérience sur l'installation et ont terminé par l'analyse par sondage de plusieurs FEA (fiche d'écart et d'améliorations) Au vu des contrôles réalisés, les inspecteurs soulignent l'implication et la disponibilité des interlocuteurs et notamment des personnes rencontrées en lien avec des travaux en cours ou prévus au sein de l'INB. Ils notent favorablement l'impulsion en termes de recrutement et la démarche de gestion qualité nouvellement initiée. Des compléments sont cependant attendus concernant les audits internes du SMI, la hiérarchisation tardive de certains écarts, l'archivage des FEA soldées et la prise en compte de la politique de protection des intérêts en vigueur. Des améliorations sont souhaitables également en termes d'encombrement de la ZAV de la ligne K et d'entreposage d'une source scellée. ## A. Demandes D'Actions Correctives Aucune demande d'action corrective. ## B. Demandes De Compléments D'Information Audits Internes Concernant Le Smi (Système De Mangement Intégré) D'après le plan de management Qualité Sûreté Sécurité Environnement (QSSE) de l'INB n° 50 (indice H de janvier 2021), « les audits internes sont organisés par la DES [Direction des EnergieS] et l'ISAS [Institut des Sciences Appliquées et de la Simulation] pour vérifier l'application et l'efficacité du SMI mis en œuvre. ». Les inspecteurs ont constaté que ces audits concernaient différents référentiels ISO mais pas le Système de Management Interne (SMI) de l'installation. La mise en œuvre d'audits internes concernant le SMI est donc nécessaire afin d'en évaluer son efficacité. Demande B1 : je vous demande de me transmettre les justificatifs des actions mises en œuvre afin d'évaluer votre SMI. ## Orientation Des Écarts Sur Sandy Les inspecteurs ont analysé par sondage plusieurs FEA (Fiche d'écarts et d'amélioration). Certains d'entre eux n'étaient pas encore hiérarchisés en termes de gravité dans le logiciel de suivi des écarts. L'INB a indiqué que seuls les chefs d'INB et leurs suppléants pouvaient réaliser cette étape et que leur charge de travail pouvait conduire à des délais de traitement assez conséquents. Une réflexion s'avère nécessaire afin de permettre une hiérarchisation (« orientation ») rapide de ces écarts. Demande B2 : je vous demande de me transmettre les conclusions de cette réflexion ainsi que les éventuelles actions mises en œuvre dans ce cadre. ## Archivage Des Fea Soldées La procédure PR08 « maîtrise des évènements et des améliorations à l'ISAS », version d'avril 2021, recommande d'archiver sous format numérique ou papier les FEA soldées. L'INB a indiqué que ce n'était pas fait systématiquement. Une réflexion s'avère nécessaire afin de mettre en œuvre cette recommandation. Demande B3 : je vous demande de me transmettre les conclusions de cette réflexion ainsi que les éventuelles actions mises en œuvre dans ce cadre. Mise à jour du cahier des spécifications générales de l'INB n° 50 Le cahier des spécifications générales de l'INB n° 50 référencé SEMI-SEL-SP333 indice B de mai 2021 présenté en séance renvoie vers la politique de protection des intérêts du CEA référencée MR/DIR/201515 applicable pour la période 2015-2017. Demande B4 : je vous demande de me transmettre la mise à jour du cahier des spécifications générales de l'INB n° 50 en tenant compte de la politique de protection des intérêts du CEA applicable. ## C. Observations Encombrement de la ZAV (zone avant) en ligne K C1 : les inspecteurs ont constaté l'encombrement de la ZAV en ligne K avec la présence d'un pupitre devant un extincteur et d'un panneau d'affichage devant les bouteilles de CO2 à percuter en cas de départ de feu dans une cellule blindée. Suite à la remarque l'exploitant a remédié à cette situation. ## Mise À Jour Des Rge C2 : l'INB n° 50 s'est engagée à transmettre la mise à jour des RGE d'ici juin 2022. Mise à jour de la note d'organisation de la section d'exploitation du LECI (SEL) C3 : l'INB n° 50 s'est engagée à mettre à jour la note organisation de la section d'exploitation du LECI référencée SEMI/SEL/NT/128 prochainement afin d'être en cohérence avec l'organigramme mis à jour et présenté en inspection. Présence d'une source non scellée dans la zone de déchets liquides TFA (très faible activité) C4 : l'INB n° 50 s'est engagée à déplacer cette source scellée dans un endroit plus adapté à son entreposage. Présence de 2 transicuves avec des effluents non actifs et non dangereux sans rétention à proximité de l'abri TFA C5 : Suite à la remarque des inspecteurs, ces transicuves ont été très rapidement mises sur rétention. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois 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
INSNP-DEP-2022-0235	Référence courrier : CODEP-DEP-2022-011827 Monsieur le Président de Framatome 1 place Jean Millier Tour AREVA 92400 COURBEVOIE Dijon, le 28 mars 2022 Objet : Contrôle de la fabrication des équipements sous pression nucléaires (ESPN) Framatome chez son fournisseur Framatome Le Creusot INSNP-DEP-2022-0235 du 7 mars 2022 Générateurs de vapeur de remplacement destinés au palier 1300 MWe - approvisionnement de viroles ## Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V [2] Directive 2014/68/UE du 15 mai 2014 relative à l'harmonisation des législations des Etats membres concernant la mise à disposition sur le marché des ESP [3] Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à assurer leur protection Monsieur le Président, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle de la fabrication des équipements sous pression nucléaires (ESPN) en référence, une inspection courante de vos services a eu lieu le 7 mars 2022 dans l'usine Framatome Le Creusot (71), sur le thème de la conformité des matériaux entrant dans la fabrication d'un 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 inspectrices. ## Synthese De L'Inspection L'inspection en objet s'est déroulée dans le cadre de l'évaluation de la conformité de générateurs de vapeur de remplacement destinés au palier 1300 MWe (projet GV/ND), menée selon l'arrêté en référence [3]. Elle porte sur la fabrication de viroles approvisionnées dans un contexte de surveillance renforcée de l'usine du fournisseur Framatome Le Creusot (FLC). Les inspectrices ont examiné, au regard des exigences de la directive en référence [2] et de l'arrêté en référence [3], la mise en œuvre de la surveillance interne, le traitement des écarts et la maîtrise du chutage1, par le fournisseur FLC, avec des cas d'application issus du projet GV/ND. Elles ont également effectué une visite des ateliers, où elles ont réalisé des entrevues de personnels techniques et où elles ont vérifié la situation de composants du projet GV/ND et la conformité de certains points techniques au regard de la documentation opérationnelle applicable. Au vu de cet examen, les inspectrices notent que la surveillance interne exercée par le fournisseur FLC fait l'objet d'une gestion dynamique et adaptée au plus près de l'actualité des ateliers de fabrication. Ce point fait l'objet d'une demande complémentaire d'information. L'examen du traitement des écarts par le fournisseur FLC n'a fait l'objet d'aucun constat. Les modalités d'information de l'organisme mandaté par l'ASN pour le suivi des approvisionnements du projet GV/ND seront à clarifier entre le fournisseur FLC et l'organisme habilité mandaté pour le suivi de l'approvisionnement des viroles du projet GV/ND. Concernant la maîtrise du chutage, les inspectrices ont noté des évolutions positives dans les pratiques mises en place ces dernières années (mise en place d'un document détaillé, de consignes techniques et de procès-verbaux de chutage, intervention de responsables techniques industrialisation attachés au projet). La mise en œuvre de la consigne technique de détermination du taux de chutage fait l'objet de deux demandes d'informations complémentaires. Les inspectrices ont relevé un écart à la documentation opérationnelle lors de la visite en atelier. Ce point fait l'objet d'une demande d'actions correctives. En synthèse, les inspectrices notent une évolution positive des pratiques de l'usine FLC, pour ce qui concerne les sujets techniques et organisationnels examinés lors de cette inspection, depuis la mise en évidence des problématiques de qualité et d'irrégularités sur les approvisionnements passés. ## A. Demandes D'Actions Correctives Formalisation De La Conformité D'Une Opération De Trempe Point 3.4. Du Module H De L'Annexe Iii De La Directive [2] « Le fabricant s'engage à remplir les obligations découlant du système de qualité tel qu'il est approuvé et à faire en sorte qu'il demeure adéquat et efficace. » Les inspectrices ont constaté que la conclusion sur la conformité de l'opération de trempe réalisée le 7 mars 2022 sur la virole basse 412-A n'avait pas été formalisée sur le document de suivi de l'opération de traitement thermique OF 20200416. Demande A1 : je vous demande de remettre en conformité le document de suivi de fabrication traçant l'opération de trempe réalisée le 7 mars 2022 sur la virole basse 412-A. Je vous demande de prendre position sur l'ouverture d'un éventuel écart. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Surveillance Interne Les inspectrices ont constaté que les modèles de guide de surveillance interne listent des vérifications associées à toutes les étapes de fabrication en lien avec une macro-activité donnée (ex : forgeage, usinage, traitement thermique). Toutefois en pratique, un geste de surveillance ne conduit pas systématiquement à mener la totalité des vérifications prévues dans un guide. Par exemple, le modèle de guide forgeage peut être mis en œuvre uniquement pour une étape de chutage ou pour une étape d'étirage. Les gestes de surveillance sont programmés en fonction de la macro-activité, indépendamment de l'étape de fabrication qui sera réalisée au moment de la surveillance. Par conséquent, les inspectrices identifient un risque que certaines étapes de fabrication ne soient jamais ou moins surveillées. Demande B1 : je vous demande de préciser de quelle manière vous garantissez que la surveillance permet d'évaluer l'ensemble des étapes de fabrications identifiées dans chaque guide de surveillance. ## Mise En Œuvre De La Consigne De Détermination Du Taux De Chutage La consigne interne relative au calcul du taux de chutage repose sur la détermination des masses chutées, qui peut être réalisée par pesée ou par construction géométrique. La méthode par pesée est considérée comme plus précise pour les chutes au cours du forgeage. Les inspectrices ont constaté que, pour la détermination des masses chutées au cours du forgeage, par construction géométrique, cette consigne présente deux approches différentes de calcul. Elles s'interrogent sur l'équivalence de ces deux approches et sur les critères qui conduisent à sélectionner l'une ou l'autre lors du calcul du taux de chutage, dans les cas de figure concernés. Demande B2 : je vous demande de préciser de quelle manière est gérée la sélection entre les deux approches de calcul proposées pour la détermination des masses chutées au cours du forgeage, par construction géométrique, dans la consigne interne relative au calcul du taux de chutage. Les inspectrices ont également constaté que le programme technique de fabrication des viroles de tubulures et viroles supérieures impose la méthode de détermination des masses chutées en fonction du type de chute (pesée pour les chutes au cours du forgeage et par éboutage, et construction géométrique pour les écrans thermiques). Elles s'interrogent sur les dispositions mises en place pour garantir le respect de cette exigence du programme technique de fabrication, du fait que la consigne interne relative au calcul du taux de chutage laisse le choix. Demande B3 : je vous de demande de préciser les dispositions mises en place pour garantir le respect des exigences des programmes techniques de fabrication relatives à la méthode de détermination des masses chutées, dans le cas où celles-ci sont plus contraignantes que la consigne interne relative au calcul du taux de chutage. ## C. Observations C1 : Les modalités d'information de l'organisme mandaté par l'ASN pour le suivi des approvisionnements du projet GV/ND sont à clarifier entre le fournisseur FLC et l'organisme habilité mandaté pour le suivi de l'approvisionnement des viroles du projet GV/ND. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Président, l'assurance de ma considération distinguée. Le Chef du BECEN de l'ASN/DEP SIGNE François COLONNA
INSSN-DEP-2022-0840	Référence courrier : CODEP-DEP-2022-013298 Monsieur le Directeur de la Direction 2 rue Ampère 93206 Saint Denis Cedex 1 Dijon, le 1er avril 2022 Objet : Surveillance des intervenants extérieurs - Prévention, détection et traitement des irrégularités Inspection à distance d'EDF DI sur le traitement des irrégularités Aubert et Duval INSNP-DEP-2022-0840 du 14 mars 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 à distance le 14 mars 2022 relative à la surveillance d'EDF associée aux revues des dossiers d'irrégularités et de traitement d'écarts Aubert et Duval. 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 surveillance exercée par EDF sur les dossiers Aubert et Duval et notamment la vérification de la mise en œuvre de la méthodologie de revue définie dans la note EDF en référence [4]. Après avoir examiné le processus d'habilitation des inspecteurs EDF en charge de la surveillance des dossiers, les inspecteurs de l'ASN ont examiné trois comptes rendus d'actions EDF (CRA) formalisant les actions de surveillance réalisées par EDF sur des dossiers relatifs à une plaque de partition, un corps de clapet et des goujons de cuve. EDF a présenté aux inspecteurs de l'ASN, de manière globalement satisfaisante, les éléments de preuves et de justifications associés aux gestes de surveillance figurant dans les comptes rendus d'action (CRA) et définis dans la note méthodologique en référence [4]. A contrario, les inspecteurs ont identifié que certaines analyses techniques réalisées dans le cadre de la surveillance étaient incomplètes et méritaient d'être reprises en intégrant des documents techniques non considérés pour le moment. Ils ont également jugé nécessaire d'améliorer les démonstrations de justification concernant le traitement des constats notamment sur le sujet du chutage. EDF doit ainsi mettre en place des actions correctives permettant de garantir la complétude des différentes actions de surveillances des dossiers Aubert et Duval afin de justifier du traitement approprié de l'ensemble des constats ou écarts. Enfin, les inspecteurs de l'ASN ont constaté qu'EDF n'avait pas été en capacité de justifier pleinement le processus d'habilitation de ses inspecteurs. Cette inspection fait l'objet de trois demandes d'actions correctives et de trois demandes de compléments. ## A. Demandes D'Actions Correctives Surveillance Edf : Traçabilité Des Gestes De Surveillance Dans Les Comptes Rendus D'Activité (Cra) La méthodologie EDF en référence [4] relative à la revue des dossiers AD mentionne : « Les comptes rendus sont saisis au fil de l'eau par les inspecteurs. Ils permettent de tracer les points vérifiés, et de tracer tous les constats détectés (dont FCE éventuelles) ». Les inspecteurs ont examiné deux comptes rendus d'activité (CRA) d'EDF et ont constaté que les gestes de surveillance suivants, définis dans la méthode EDF en référence [4], n'étaient pas formalisés : 1) Revue des exigences : vérification par corrélation entre les requis demandés et leur déclinaison dans la documentation client et A&D (spécification d'approvisionnement, programme Technique de Fabrication, etc.) ; pour le CRA en référence [5] 2) Revue documentaire : vérification du contenu de la documentation liée à la fabrication, pour le CRA en référence [6] : 2.0) type d'élaboration : comparaison entre les requis du code, les spécifications client et la méthode de fabrication, notamment pour le poids du lingot, 2.3) traitement thermique : vérification du temps de transfert entre le four et la source de refroidissement, 2.5) forgeage : vérification sur le taux de chutage réel en tête et pied, le taux de corroyage et le temps de transfert d'après l'historique de forge à disposition. Vos représentants ont précisé, qu'en l'absence d'écart identifié, la formalisation d'un geste de surveillance d'EDF n'était pas réalisée systématiquement. Les inspecteurs ont considéré que cette pratique n'était pas conforme à la méthodologie EDF en référence [4]. Demande A1 : Je vous demande de me transmettre les actions correctives associées à ce constat. Vous me préciserez notamment les éléments techniques permettant de garantir, à posteriori, de l'exhaustivité des gestes de surveillance mentionnés dans la méthode EDF en référence [4] lors des différentes revues effectuées par EDF. Examen de la documentation technique des dossiers Aubert et Duval (AD) ## Plaque De Partition : Traitement Thermique De Qualité L'arrêté INB en référence [2] mentionne dans son article 2.6.1 : « L'exploitant prend toute disposition pour détecter les écarts relatifs à son installation ou aux opérations de transport interne associées. Il prend toute disposition pour que les intervenants extérieurs puissent détecter les écarts les concernant et les porter à sa connaissance dans les plus brefs délais. » La méthodologie EDF en référence [4] relative à la revue des dossiers AD mentionne : « 2.3 Traitements Thermiques : sur la base des PV de traitement thermique, vérification des paramètres et conformité par rapport aux requis applicables. Si d'autres informations sont à disposition (par ex. courbe TTh, type et conditions de refroidissement, etc), des vérifications complémentaires sont engagées (nombre et positionnement des TC, recoupement avec les valeurs et durées de maintien retranscrites dans le PV, temps de transfert entre le four et la source de refroidissement, vérifications d'éventuels pannes/aléas tels des overshoots, problèmes d'ouverture de porte de four etc).». Les représentants d'EDF ont présenté aux inspecteurs de l'ASN les requis relatifs au traitement thermique de qualité (TTQ) de la spécification d'approvisionnement et du programme de fabrication en référence [7] et [8]. Les inspecteurs ont constaté que la valeur minimum de temps de maintien du traitement thermique de qualité (TTQ), de 20 minutes par pouce définie dans le programme technique de fabrication d'Aubert et Duval en référence [8], figurait bien dans les valeurs requises du procès-verbal (PV) de TTQ d'Industeel. Toutefois la durée réalisée sur la pièce n'était pas précisée. Les inspecteurs ont constaté que ce point n'avait pas été identifié par la surveillance d'EDF. Ils ont considéré que ce point constituait une non-conformité vis-à-vis de l'article 2.6.1 de l'arrêté INB et l'exigence 2.3 de la méthodologie EDF en référence [4]. ## Demande A2 : Je vous demande de : - me transmettre l'analyse des causes ainsi que les actions correctives associées à ce constat, - de mettre en œuvre des gestes de surveillance complémentaires sur la documentation associée aux traitements thermiques pour les équipements sous pression nucléaires de niveau N1 concernés et de me transmettre les résultats associés. Vous me préciserez également si l'examen mené par Aubert et Duval ainsi que la surveillance de Framatome a permis de détecter cet écart ; dans la négative vous me préciserez les causes à l'origine de cette absence de détection ainsi que les actions correctives définies sur les revues déjà réalisées. ## Goujons De Cuve Fa3 : Chutage Et Essais Mécaniques La coulée identifiée pour la fabrication des goujons de cuve FA3 est la coulée J6869 qui a permis de fabriquer 4 barres dont les repères sont les suivants : 17 (6P) /18 (6A) /19 (6B) /20 (6T). Le compte rendu d'action (CRA) EDF en référence [9] indique, tout d'abord, un écart relatif au poids du lingot. Il mentionne également que l'historique de forge est manquant et qu'il est donc impossible de vérifier les taux de chutage requis dans la spécification Aubert et Duval en déclinaison du code de construction RCC-M. Les inspecteurs se sont intéressés aux constats relatifs à cette problématique et se sont interrogés sur l'impact potentiel lié au cumul de cet écart et celui relatif au poids de lingot. Les fiches suiveuses de fabrication présentées lors de l'inspection ont permis de vérifier la masse totale chutée mais sans indication sur la masse chutée en tête et en pied. Les inspecteurs de l'ASN ont constaté que les requis ne pouvaient ainsi pas être vérifiés. Le CRA d'EDF conclut sur le solde de cet écart sans évaluation des risques résiduels associés à un taux de chutage manquant en tête et/ou en pied. De ce fait, les inspecteurs se sont intéressés aux constats concernant les essais mécaniques de traction à chaud (350°C) dont les prélèvements de matière sont réalisés en tête ou en pied des barres. Cet écart fait l'objet de la demande de dérogation Aubert et Duval en référence [10]. Vos représentants ont précisé que deux contre-essais avaient été réalisés et qu'ils présentaient également des résultats non conformes. Par conséquent, les inspecteurs de l'ASN ont interrogé vos représentants sur l'analyse du cumul de cet écart et de celui associé au taux de chutage. Vos représentants n'ont pas été mesure de présenter cette analyse le jour de l'inspection. Enfin, EDF a mentionné l'impossibilité de vérifier les procès-verbaux des contrôles non-destructifs intermédiaires dans le rapport de surveillance alors que ceux-ci ont pu être présentés lors de l'inspection. ## Demande A3 : L'arrêté INB en référence [2] mentionne dans son article 2.6.3 : «I. ― L'exploitant s'assure, dans des délais adaptes 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 ; » Je vous demande de compléter votre analyse relative au traitement de l'écart relatif au taux de chutage non conforme en évaluant les risques résiduels associés. Vous me transmettrez les éléments techniques justifiant la conformité de l'équipement, notamment vis-à-vis des caractéristiques mécaniques et de la compacité. Concernant la demande de dérogation Aubert et Duval en référence [11], je vous demande de me transmettre votre analyse relative au cumul des écarts, en vous assurant que l'ensemble des constats techniques, notamment l'écart associé au taux de chutage, ont bien été pris en compte. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Goujons de cuve FA3 : périmètre de l'écart Pour une meilleure compréhension du périmètre de l'écart, les inspecteurs de l'ASN ont demandé à EDF de préciser la destination des goujons fabriqués à partir de ces barres. EDF n'a pas été en mesure de répondre à cette demande. ## Demande B1 : Je vous demande de me transmettre : - une liste précise des goujons fabriqués à partir des barres Repères 17 (6P) /18 (6A) /19 (6B) /20 (6T) issues de la coulée J6869 en indiquant leur utilisation actuelle (sur équipement ou stockés en pièce de rechange), - la liste des goujons concernés par la demande de dérogation relative aux valeurs non conforme de Rm et de Rp0.2, leurs emplacements ainsi que les éléments techniques justifiant l'impossibilité de remplacer ces goujons. Considérant le constat effectué par les inspecteurs dans le cadre de la demande A3, je vous demande de me transmettre, pour les équipements faisant l'objet d'irrégularités et d'écarts chez Aubert et Duval : - les éléments techniques garantissant que les traitements techniques des écarts relatifs à l'absence d'historique de forge ont été menés conformément à l'article 2.6.3 de l'arrêt en référence [2] par EDF et au code RCCM déclaré par le fabricant Framatome. - la méthodologie d'évaluation du cumul des écarts pour chacun des dossiers ainsi que les modalités de retranscription de cette analyse dans les notes de synthèse de chaque équipement par EDF mais également par le fabricant Framatome. ## Habilitation Du Personnel Edf Les inspecteurs ont examiné le processus d'habilitation EDF de deux inspecteurs ayant effectué la surveillance de dossiers Aubert et Duval. EDF a précisé à l'ASN que ces deux inspecteurs avaient été habilités notamment sur la base de leurs expériences antérieures des dossiers ACF (Atelier Creusot Forge) ainsi que sur la validation de leurs compétences sur la base de cas tests. Les inspecteurs ont constaté que les cas tests effectués les 21 et 28 février 2018 par un de ces inspecteurs mentionnaient plusieurs anomalies non identifiées telles que l'absence de procès-verbal de l'aciériste, des relevés internes d'essai non cohérents et des valeurs de chimie non conformes. Ces rapports mentionnaient des résultats d'évaluation de 49/100 et 52/100. EDF a également présenté l'évaluation de ces deux cas tests effectuée par le superviseur EDF en date du 28 février 2018. Cette évaluation indiquait plusieurs écarts et mentionnait qu'un « suivi spécifique et des contrôles approfondis sur les dossiers du salarié semblent ainsi nécessaires dans les premiers temps » et laissait le soin à EDF de « valider l'obtention ou non du cas test au vu des éléments remontés dans ce mail. » Enfin, EDF n'a pas été en mesure de préciser aux inspecteurs de l'ASN les dates de début d'habilitation de ces deux inspecteurs. Je vous demande de me transmettre pour les inspecteurs ayant fait l'objet des évaluations énumérées ci-dessus: - les éléments techniques ayant permis à EDF de considérer que les compétences initiales étaient suffisantes et adaptées aux enjeux de la revue des dossiers, - les gestes de surveillance ayant permis à EDF de considérer, à postériori, que les revues de dossiers ont été effectuées conformément aux prescriptions définies. Vous me transmettrez les critères de validation initiaux et de suivi des habilitations. Je vous demande également de me transmettre un bilan reprenant ces différents points pour les autres inspecteurs ayant procédés à la revue des dossiers AD. A la lumière du retour d'expérience qui pourra découler de ce bilan, je vous demande de procéder à une revue du processus EDF relatif à la délivrance initiale ainsi qu'au maintien et au suivi des habilitations du personnel EDF réalisant les revues de dossiers Aubert et Duval. C. OBSERVATIONS / Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. La Directrice de l'ASN/DEP Signé Corinne SILVESTRI # Annexe 1 Du Courrier Codep-Dep-2022-013298 [1] Code de l'environnement, notamment son article L. 592-22 [2] Arrêté du 07 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires [4] D309519030635 rev A : Note méthodologique de revue de la documentation Aubert et Duval [5] Compte rendu d'action EDF relatif au rapport de fin de fabrication 116153-01 (plaque tubulaire) [6] Compte rendu d'action EDF relatif au rapport de fin de fabrication du corps de clapet ARE FA3 référencé 140003-07 [7] Spécification d'approvisionnement L5-04GG031 rev 3 [8] Programme technique de fabrication : M3649K [9] Compte rendu d'action EDF 170750-05 [10] Demande de dérogation Aubert et Duval 20-02177
INSSN-DEP-2022-0302	Référence courrier : CODEP-DEP-2022-011432 EDF DPNT Division Production Nucléaire Site CAP Ampère 1, Place Pleyel 93282 SAINT-DENIS CEDEX Dijon, le 9 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection du 2 mars 2022 Relecture des Fiches de Suivi d'Indication suite à la découverte de corrosion sous contrainte 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 nucléaires 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] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V 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 des services centraux d'EDF (Direction industrielles) a eu lieu le 2 mars 2022 sur le thème « Relecture des Fiches de Suivi d'Indication suite à la découverte de corrosion sous contrainte ». 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 Lors de la seconde visite décennale du réacteur n° 1 de Civaux 1, des indications ont été relevées lors de l'application du procédé d'essais non destructifs (END) qualifié CC.P/0101 (contrôles par ultrasons manuels) dans le cadre de la recherche de défaut de type fissure de fatigue thermique. Les expertises métallographiques réalisées après dépose des tronçons concluent à la présence de défauts de type fissures de corrosion sous contraintes (CSC). La nature de défaut (Fissure de corrosion sous contraintes) identifié ne correspond pas à celle postulée (Fissure de fatigue thermique). EDF a listé et analysé rétrospectivement l'ensemble des fiches de suivi d'indication issues des examens END par ultrasons manuels des tranches du parc (hors réacteurs N4, les réacteurs étant tous arrêtés) depuis l'origine sur les lignes auxiliaires du circuit primaire principal. Les zones concernées sont situées sur les systèmes RIS1 et RRA2(de diamètre 6" à 14") et la zone de mélange RRA. EDF a ainsi recueilli auprès des centres nucléaires de production d'électricité (CNPE) les FSI émises pour les réacteurs des paliers 900 et 1300 MWe. 72 FSI ont été répertoriées et sont réparties sur 27 réacteurs. 25 réacteurs ne sont pas concernés par des FSI pour la zone d'examen considérée. Toutes les FSI ont été analysées par un premier groupe de quatre experts END d'EDF-DI en tenant compte de différents paramètres dont : - La localisation des indications (zone fondue, bord de pénétration) ; - La discrimination des indications par l'emploi de traducteurs de fréquence plus élevée que pour la fréquence de base utilisée pour la détection ; - L'ajustement des gains en fonction de la configuration de l'assemblage selon le mode opératoire de caractérisation applicable lors de l'END. A partir des éléments cités précédemment, les FSI ont été classées en 3 catégories: P1 : Parasite non remis en cause P2: Eléments insuffisants au regard du retour d'expérience (REX) pour plaider sur parasite uniquement P3: Eléments insuffisants au regard du REX pour plaider sur parasite uniquement, avec risque plus élevé d'être en présence de dégradation Ensuite, une analyse par un second groupe de deux autres experts END a été menée sur les FSI classées P2/P3 afin de confirmer leur classement. Enfin, un comité technique END spécifique s'est tenu afin de statuer sur le classement des FSI établi par les deux groupes d'experts. Sur la base de ces catégories de FSI, EDF a proposé un programme de recontrôle pour les FSI classées P2 et P3 en anticipant certains arrêts pour les FSI considérées comme présentant un risque plus important de présence de CSC. L'objectif de l'inspection, réalisée avec l'appui de l'IRSN, a été de vérifier la suffisance de la méthodologie mise en œuvre par EDF pour la relecture des FSI issues des examens antérieurs. Au vu de cet examen, les inspecteurs ont noté qu'EDF a fourni un travail d'analyse conséquent afin d'identifier les FSI historiquement classées parasites et dont la relecture, en tenant compte des connaissances actuelles du phénomène de CSC, pourrait remettre en cause ce classement. Toutefois, les inspecteurs notent que : - la vérification de l'exhaustivité des FSI remontées par les CNPE n'a pas été réalisée ; - le périmètre de relecture s'est centré sur les contrôles par ultrasons manuels des soudures des lignes auxiliaires alors que des contrôles sont réalisés sur d'autres zones susceptibles d'être impactées par le phénomène de CSC pour les aciers austénitiques ou austéno-ferritique ; - la confirmation du classement parasite d'une FSI n'a pas fait l'objet d'une vérification par un second groupe d'experts. De plus, les inspecteurs ont noté que plusieurs paramètres n'ont pas été pris en compte dans le cadre de cette relecture. Cette inspection est ainsi assortie de 5 demandes d'informations complémentaires et de 3 observations. ## A. Demandes D'Actions Correctives Sans objet ## B. Demandes D'Informations Complementaires Exhaustivité des FSI sur le périmètre de relecture identifié La méthodologie a consisté à recueillir auprès des CNPE les FSI émises sur les paliers 900 et 1300 MWe. Ainsi, 72 FSI ont été répertoriées et sont réparties sur 27 réacteurs. 25 réacteurs ne sont donc pas concernés par des FSI pour cette zone d'examen. Toutefois, aucune action permettant de vérifier l'exhaustivité des FSI disponibles n'a été réalisée. Demande B1 : Dans le périmètre de relecture que vous avez identifié, je vous demande de définir et mettre en œuvre une action de vérification permettant de garantir que l'ensemble des FSI a bien été recueilli et analysé. ## Périmètre Des Relectures Le travail de relecture des contrôles antérieurs a porté sur les contrôles ultrasonores manuels des soudures. Les contrôles par ultrasons manuels sont également susceptibles d'être réalisés sur des « parties courantes » de tuyauteries ou des coudes. La relecture des éventuelles FSI ouvertes sur ces zones n'a pas été réalisée. Plus généralement, d'autres contrôles sont mis en œuvre sur ces zones (radiographie de la ligne d'expansion du pressuriseur, contrôle de la soudure homogène de raccordement de la cuve par ultrasons automatisés …). En l'absence de l'identification des paramètres conduisant à l'apparition du phénomène de CSC, l'ensemble des zones en acier austénitique est susceptible d'être concerné. Demande B2 : je vous demande de lister l'ensemble des zones susceptibles d'être impactées par le phénomène de CSC pour les aciers austénitiques ou austéno-ferritique (les soudures notamment) et ayant fait l'objet d'un END. Pour chacun de ces END, vous vous positionnerez sur la faisabilité et l'intérêt de procéder à une relecture des contrôles antérieurs. Confirmation du classement des indications comme parasite (P1) Toutes les FSI ont été analysées par un premier groupe de quatre experts END de EDF-DI en tenant compte de différents paramètres. Les FSI ont alors été classées en 3 catégories : P1 : Parasite non remis en cause P2 : Eléments insuffisants au regard du REX pour plaider sur parasite uniquement P3: Eléments insuffisants au regard du REX pour plaider sur parasite uniquement avec risque plus élevé d'être en présence de dégradation Ensuite, une analyse par un second groupe de deux autres experts END a été menée sur les FSI classées P2/P3 afin de confirmer leur classement. Aucune vérification par un second groupe d'experts n'a été menée pour les FSI classées P1. Toutefois, ces FSI ne sont pas identifiées comme devant faire l'objet d'un nouveau contrôle à court terme et leur classement doit être confirmé avec un niveau de certitude approprié. Demande B3 : je vous demande de justifier l'absence de vérification du classement des FSI P1 par un second groupe d'expert. Paramètres analysés afin d'établir le classement L'analyse des FSI a été menée en tenant compte de différents paramètres dont : - La localisation des indications (zone fondue, bord de pénétration) ; - La discrimination des indications par l'emploi de traducteurs de fréquence plus élevée que pour la fréquence utilisée pour la détection ; - L'ajustement des gains en fonction de la configuration de l'assemblage selon le mode opératoire de caractérisation applicable lors de l'END. Toutefois, il a été noté que le paramètre prépondérant pour confirmer une indication comme parasite est sa localisation. En effet, si une indication est localisée au niveau du bourrelet interne de soudure et détectée uniquement depuis un côté de la soudure, alors elle est confirmée comme étant un écho de géométrie. Cette analyse est susceptible d'être remise en cause au regard de différents éléments : 1. Il n'a pas été tenu compte explicitement de l'incertitude de localisation des indications relevées, ces incertitudes sont intrinsèques aux procédés et peuvent atteindre +/- 10 mm. De plus, le positionnement d'une indication par rapport à la soudure est réalisé sur la base de relevés de profil réalisés sur un nombre limité de génératrices. Enfin, les conditions de contrôles (accès complexe, contrôleur n'ayant pas toujours la vision directe de son traducteurlors des examens…) et les moyens de mesures (utilisation de réglet pour estimer la distance de la soudure par rapport à un seul repère « frappé L » pour toute la circonférence de la tuyauterie) sont des sources significatives d'incertitudes. 2. La perméabilité acoustique du métal de base de part et d'autre de la soudure est susceptible de varier. La détection d'une indication depuis un côté uniquement pourrait être liée à une différence de perméabilité entre les métaux de base. Il existe aussi des configurations de contrôle des abords de soudure limitées à un seul côté en raison de la présence d'un organe d'isolement ou de robinetterie. 3. La détection des indications est effectuée avec des capteurs de fréquence centrale de 2,25 MHz. L'utilisation de traducteur de fréquence plus élevée permet d'affiner la localisation d'une indication, notamment au regard du cordon de soudure. Toutefois, les ondes sonores de fréquences plus élevée sont susceptibles d'être plus atténuées lors de leur parcours dans les métaux contrôlés. Ainsi, vous avez notamment conclu que l'absence de détection pour les examens avec le capteur de fréquence centrale 10 MHz ne permet pas de conclure à l'absence d'indication. Pour autant, vous ne concluez pas qu'une indication non détectée avec un capteur de fréquence centrale 5 MHz permet de conclure au caractère parasite d'une indication. 4. Lors de la relecture des FSI, les experts n'avaient pas connaissance de la présence ou non de réparation sur les soudures concernées. Les zones réparées sont susceptibles de modifier les performances du procédé de contrôle. Par ailleurs, les expertises menées sur le réacteur n° 1 de Civaux montrent que des défauts de CSC sont susceptibles d'être engendrés à une certaine distance des soudures et non pas uniquement à leur proximité immédiate. 5. L'influence des fiches de non-conformité éventuellement ouvertes lors de la réalisation des contrôles sur les performances d'examen n'a pas été analysée. Demande B4 : je vous demande de prendre en compte, le cas échéant, l'influence des éléments présentés ci-avant sur le classement des FSI classées P1. Demande B5 : Lors des arrêts des réacteurs pour recontrôles des soudures classées P2 ou P3, je vous demande, dès à présent, au regard des éléments ci-avant, de vous positionner vis-à-vis de la réalisation d'un END sur les soudures concernées par une FSI classée P1. ## C. Observations C1 : Indications « Nouvelles » Au préalable de la qualification des END utilisés (2011), certains contrôleurs avaient comme pratique de ne pas relever les indications qu'ils attribuaient à des échos de géométrie ou « parasite ». Ainsi, certaines FSI indiquent que les indications sont « nouvelles » bien qu'elles puissent être attribuées à des échos de géométrie présents depuis la mise en service des installations. Ces FSI ont également été analysées. ## C2 : Capacité De Détection Des Résultats Des End Ayant Fait L'Objet De Relecture Le procédé dont les résultats ont fait l'objet de relecture est qualifié pour la recherche de défaut de fatigue thermique. Ce procédé dit historique, n'a notamment pas permis de détecter des fissures de corrosions sous contrainte de tailles significatives. Les expertises destructives menées sur les tronçons déposés des réacteurs n° 1 de Civaux et Penly ont notamment montré des fissures mesurées jusqu'à 4,55 mm de hauteur et non détectée par le procédé historique. Un programme de contrôle sera déployé à compter du 1er septembre 2022. Son objectif est de mettre en œuvre un END plus performant sur l'ensemble des zones susceptibles d'être concernées par le phénomène de CSC. En conséquence, au regard des capacités de détection du procédé historique, il est nécessaire notamment d'envisager un recontrôle des soudures classées P1 dans le cadre du futur programme de contrôle. ## C3 : Classement Par Ordre De Priorité Des Fsi P1, P2 Et P3 Votre relecture des FSI vous a conduit à prioriser les recontrôles sur certains réacteurs. Par courrier CODEP-DEP-2022-008741 du 24 février, l'ASN a attiré votre attention sur le fait qu'il sera nécessaire de faire évoluer votre stratégie à chaque fois que nécessaire, en fonction des nouveaux éléments issus des travaux en cours sur l'identification des facteurs d'apparition et de développement de la CSC et de la caractérisation des enjeux en termes de sûreté. Vous voudrez bien me faire part sous 15 jours, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez en réponse à cet envoi. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. La directrice de la DEP Signé Corinne SILVESTRI
INSSN-LIL-2022-0343	Référence courrier : CODEP-LIL-2022-023103 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité B. P. 149 59820 GRAVELINES Lille, le 10 mai 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Gravelines - INB n° 97 Inspection INSSN-LIL-2022-0343 effectuée les 10 et 11 mars 2022 Thème : "Vérification de la conformité des installations dans le cadre de la 4ème visite décennale (VD4) du réacteur 3 de Gravelines" 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° 2021-DC-0706 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 23 février 2021 fixant à la société Électricité de France (EDF) les prescriptions applicables aux réacteurs des centrales nucléaires du Blayais (INB n° 86 et n° 110), du Bugey (INB n° 78 et n° 89), de Chinon (INB n° 107 et n° 132), de Cruas (INB n° 111 et n° 112), de Dampierre-en-Burly (INB n° 84 et n° 85), de Gravelines (INB n° 96, n° 97 et n° 122), de Saint-Laurent-des-Eaux (INB n° 100) et du Tricastin (INB n° 87 et n° 88) au vu des conclusions de la phase générique de leur quatrième réexamen périodique ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence [1], une inspection a eu lieu les 10 et 11 mars 2022 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème "vérification de la conformité des installations dans le cadre de la 4ème visite décennale (VD4) du réacteur 3 de Gravelines". Je vous communique, ci-après, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection Dans le cadre du suivi des quatrièmes réexamens périodiques des réacteurs de 900 MWe, l'ASN a défini un plan de contrôle établi sur la base de 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 des 10 et 11 mars 2022 entre dans le cadre du plan de contrôle précité et a porté sur le thème "vérification de la conformité" du réacteur 3 du CNPE de Gravelines, dont la quatrième visite décennale a débuté le 19 mars 2022. Cette inspection visait à examiner les méthodes déployées par le site (examen de conformité de tranche - ECOT - "démarche innovante" et "contrôles complémentaires") pour vérifier la conformité des installations du réacteur 3. Les inspecteurs ont examiné l'état d'avancement du déploiement de la démarche nationale ECOT et la démarche innovante et ses contrôles complémentaires, et ont procédé à des vérifications de conformité au niveau des locaux des circuits d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG), les groupes électrogènes de secours (LHP et LHQ) et les locaux des circuits d'eau brute secourue (SEC). Les inspecteurs ont également contrôlé, par sondage, la déclinaison par le site des thèmes "tuyauteries", "ancrages - supports", "inondation interne", "inondation externe" et "incendie" du programme ECOT. Ils ont trouvé la gestion des différents thèmes globalement satisfaisante. Concernant le thème "ancrages - supports", ils ont, cependant, noté l'absence d'un pilotage permettant d'avoir une vision globale du thème en temps réel. De plus, les inspecteurs ont constaté un traitement différencié des plans d'actions en ce qui concerne la mise à jour des plans selon l'entité responsable. Concernant les thématiques "inondation interne", "inondation externe" et "incendie", des compléments sont attendus sur des points particuliers pour lesquels les réponses n'ont pu être fournies au cours de l'inspection. Trois binômes d'inspecteurs se sont rendus respectivement dans les locaux des groupes électrogènes de secours, dans les locaux abritant les pompes des circuits d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG), les groupes électrogènes de secours (LHP et LHQ) et les circuits d'eau brute secourue (SEC) pour vérifier, par sondage, les contrôles de conformité réalisés par le site. Au vu de cet examen, les inspecteurs notent qu'environ 9 % des anomalies n'ont pas été relevées par vos équipes lorsque celles-ci ont mené ces contrôles. Cela constitue une amélioration par rapport au taux d'anomalies relevé lors de l'inspection référencée INSSN-LIL-2020-0903, relative au réacteur 1, mais il convient de poursuivre les actions pour y inclure le retour d'expérience de cette inspection lors des contrôles des autres réacteurs à venir. De cette inspection, il ressort un pilotage général globalement satisfaisant, par le site, de la thématique ECOT pour la partie opérationnelle. Cette appréciation est à nuancer devant la difficulté, pour le site, à présenter la vision plus détaillée, sur la volumétrie des contrôles réalisés pour chacun des thèmes, de la typologie des contrôles (documentaire, visite terrain), de leur avancement et de la priorisation donnée à la résorption des écarts (la justification devant rester une exception conformément à la décision en référence [3]). Concernant le thème CONF-1, il ressort, de cette inspection, une vision claire du sujet et la bonne pratique mise en œuvre par le site de réaliser des visites de terrain pour s'assurer de la résorption effective des écarts. Les inspecteurs notent, néanmoins, un retard sur le planning de mise en œuvre de cette démarche, en raison du retard pris par le traitement des écarts sur le réacteur 1 qui conduit à ce qu'une part importante des demandes de travaux n'aient pas encore été planifiées sur la visite décennale du réacteur 3. ## A. Demandes D'Actions Correctives Démarche Innovante La "démarche innovante" est la réponse d'EDF à la demande dite CONF-1, 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 CONF-1 est 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". 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, les pompes ASG et les groupes électrogènes LHP et LHQ. Les services centraux d'EDF ont élaboré, pour chacun des systèmes précités, la liste de l'ensemble des points à contrôler au titre de la conformité matérielle et de la prise en compte des différentes agressions envisagées. Ce périmètre de contrôle a été étendu à l'ensemble des équipements et composants des systèmes ASG, SEC et LHP/Q conformément à la demande formulée dans le courrier CODEP-DCN-2021007672 du 26 février 2021. Lors de l'inspection des 10 et 11 mars 2022, les inspecteurs se sont rendus dans les locaux précités et ont formulé un certain nombre d'observations qui vous ont été communiquées à l'issue de l'inspection afin de vous positionner sur la connaissance ou non de celles-ci par vos équipes. A la lecture de vos éléments de réponse, transmis par courriel en date du 4 avril 2022, il s'avère qu'un peu plus d'une vingtaine d'anomalies identifiées par les inspecteurs n'a pas été relevée par vos équipes. Si certaines anomalies peuvent éventuellement être survenues entre les visites réalisées par vos représentants et l'inspection, ce qui n'est pas démontré, les traces de corrosion sur les équipements ou les anomalies d'ancrage et de supportage auraient dû être relevées par vos équipes. Ce constat avait déjà été formulé lors de l'inspection INSSN-LIL-2020-0903 effectuée sur le réacteur 1. En réponse à la demande de prise en compte du retour d'expérience de celui-ci, vous aviez indiqué que la démarche d'intégration du REX repose sur la fidélisation des acteurs et le partage entre les équipes avant et après visites. Force est de constater que l'objectif n'est pas encore atteint. Je vous demande de tirer le retour d'expérience de ce constat en vue de la démarche innovante et des contrôles complémentaires à mener pour les autres réacteurs du site dans le cadre de leur quatrième visite décennale. ## Examen De Conformité Vd4 - Ecot - État D'Avancement L'article 2.4.1 de l'arrêté en référence [2] dispose que : "I. - L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. 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". En amont de l'inspection, il avait été demandé de prévoir une présentation sur l'état d'avancement du programme ECOT qui identifierait l'avancement, pour chacun des thèmes de l'ECOT, avec les informations suivantes : - Volumétrie des contrôles (nombre et nature de documents ou de matériels concernés), - Distinguer les contrôles faits réacteur en fonctionnement de ceux faits à l'arrêt, - Distinguer les contrôles documentaires et les contrôles in-situ sur les matériels / ouvrages, - Préciser si le contrôle est par sondage ou exhaustif, - Préciser lorsque les contrôles documentaires ont conduit à des contrôles matériels, - Préciser la nature du "reste à faire" en termes de contrôles ou de produits de sortie (de type document à mettre à jour ou à créer) et les échéances associées, - Préciser le nombre d'anomalies / d'écarts identifiés à l'issue des contrôles, - Préciser lorsque des demandes d'expertise/de position/de document/… ont été formulées auprès de vos services centraux, - Préciser l'avancement du traitement des anomalies / écarts. L'objectif de cette demande est d'évaluer la capacité du site à traiter l'ensemble des anomalies/écarts au cours de la 4ème visite décennale du réacteur 3, et de s'assurer que la priorité est donnée à la résorption des anomalies/écarts, le maintien en l'état par justification devant être considéré comme une exception conformément à la décision en référence [5]. Ce niveau de détail n'a pu être fourni au cours de l'inspection. Par ailleurs, les échanges ont montré que les indicateurs remontés en comité de pilotage avaient une signification qui pouvait être différente suivant le thème. Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour permettre un accès au niveau d'information susmentionné lors des prochaines inspections sur ce thème. Je vous demande, par ailleurs, de me fournir une présentation reprenant ce niveau de détail arrêtée à la date de découplage du réacteur 3. ## Examen De Conformité De Tranche (Ecot) Vd4 - Thème "Ancrages Et Supports" Lors des échanges, les inspecteurs n'ont pas été en mesure d'avoir une vision claire sur les contrôles au titre des programmes de base de maintenance préventive qui sont valorisés ou anticipés dans le cadre de l'ECOT. A titre d'exemple, les inspecteurs n'ont pu s'assurer du respect de la limite des cinq ans maximale autorisée pour valoriser certains contrôles et avoir une vision claire sur les contrôles restants à réaliser. Comme lors de la précédente inspection INSSN-LIL-2021-0903 sur ce thème, le pilotage est réparti sur trois pilotes différents et il n'y a pas eu la possibilité, au cours de l'inspection, d'avoir une vision globale en temps réel des constats réalisés et des écarts à traiter sur ce thème. Il vous avait été demandé, à l'issue de cette inspection, de mettre en place un pilotage de la thématique "ancrages et supports" permettant d'avoir une vision globale en temps réel des constats réalisés et des écarts à traiter. Vous aviez considéré, dans votre réponse, que votre organisation ne justifiait pas d'ajouter un interlocuteur "temps réel" supplémentaire. Vous aviez, néanmoins, indiqué prendre en compte la remarque afin d'assurer, à l'avenir, une meilleure fluidité dans la transmission des informations dont nous souhaitons disposer en séance, notamment la vision des experts de chaque domaine sur les constats réalisés et les écarts traités sur le thème "ancrages et supports". Les inspecteurs constatent que l'objectif n'est pas atteint. Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour permettre un accès au niveau d'information susmentionné lors des prochaines inspections sur ce thème. Vous veillerez à me transmettre, en complément, les éléments suivants : - Etat des lieux au découplage du réacteur des contrôles restant à réaliser ; - Démonstration du respect des cinq ans pour les contrôles qui ont été anticipés. ## Examen De Conformité Vd4 - Thème "Inondation Interne" Dans son courrier CODEP-DCN-2021-007672 du 26 janvier 2021, émis dans le cadre de l'instruction du quatrième réexamen périodique concernant la vérification de la conformité des installations, l'ASN demande de contrôler les seuils de protection contre l'inondation interne des différents réacteurs de 900 MWe, et de réaliser les éventuelles modifications qui s'avéreraient nécessaires à la mise en cohérence avec le référentiel de protection contre l'inondation interne RP4 900 au plus tard lors des VD4 de ces réacteurs. Les inspecteurs ont vérifié le respect de cette demande. Une liste des seuils de trémies a été fournie et une vérification, par sondage, des hauteurs de ces seuils a été réalisée. Les inspecteurs ont remonté un certain nombre d'observations, portant en particulier sur l'absence de rehausse pour certains seuils non présents dans la liste susmentionnée. Dans un premier temps, vos services ont indiqué que ces derniers ne faisaient pas partie du périmètre. Après vérification et échanges sur le sujet, il s'avère que la liste des seuils n'était pas exhaustive par rapport au "référentiel protection contre l'inondation interne RP4 900", et que les seuils pour lesquels des observations ont été faites font bien partie du périmètre. Je vous demande de compléter la liste des seuils avec le référentiel de protection contre l'inondation interne RP4 900. Vous transmettrez cette liste en y précisant les résultats des contrôles demandés et les modifications nécessaires pour être en conformité avec ce référentiel. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Traitement D'Une Fuite De Tuyauterie Conformément au I de l'article 2.4.1 de l'arrêté INB [2] : "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". En application de la règle nationale de maintenance définissant les conditions de gestion des fuites au regard de leur nature et de leur impact vis-à-vis de la protection des intérêts, votre note D5130 PR XXX ENV 0503 "Détecter et traiter une fuite externe" prévoit notamment les actions suivantes, suite à la détection d'une fuite : 1) Mettre en place une collecte ainsi qu'une protection du matériel par bâche si nécessaire. 2) Remplir et poser l'étiquette de repérage de la fuite sur l'organe concerné. 3) Rédiger une demande de travaux pour que le traitement soit pris en compte côté métier. Lors de la visite terrain du système SEC, les inspecteurs ont constaté la présence de plusieurs fuites sur des tuyauteries du circuit d'eau surchauffée (SES), en galerie technique voie B ainsi que dans le local de la pompe SEC numéro 4. Ces fuites n'étaient pas ou étaient mal collectées. Les inspecteurs ont demandé de confirmer la mise en œuvre de moyens de collecte adaptés de manière réactive. Aucune information sur la bonne prise en compte de cette demande n'a été transmise à mes services à la suite de l'inspection. Les échanges ont, par ailleurs, montré que le traitement de ces fuites ne pouvait avoir lieu qu'en dehors de la période dite de "grand froid"1 mais également que certaines existaient depuis juin 2020 sans permettre de comprendre pourquoi ces fuites n'avaient pas été traitées. Je vous demande de me confirmer le respect de l'engagement pris en synthèse de l'inspection de mettre en place un système de collecte de fuites efficace. Je vous demande de me confirmer que chaque fuite sur le réseau d'eau surchauffée (dont celles identifiées le jour de l'inspection) est bien couverte par une demande de travaux, et de me faire part de l'échéance de réparation. Vous justifierez que le délai de résorption de presque deux ans pour certaines d'entre-elles est en accord avec votre référentiel. ## Examen De Conformité Vd4 - Thème "Incendie" Le document support de contrôle sur ce thème indique "pour l'analyse de la sectorisation, il doit être vérifié la présence et le bon état des éléments participants à la sectorisation (murs, voiles, portes, siphons, chatières, calfeutrement de traversées, joints linéaires, etc.). Si de l'aspersion par eau pulvérisée est présente, et uniquement si cette aspersion est valorisée au titre de la sectorisation incendie, alors la présence et l'état visuel doit en être vérifié. La présence et l'état visuel de ces éléments doit faire l'objet d'observables". Dans le cadre des échanges sur ce thème, les inspecteurs ont souhaité avoir des précisions sur ce que recouvrait le terme aspersion par eau pulvérisée lorsqu'elle est valorisée au titre de la sectorisation incendie. Ils souhaitaient identifier s'il s'agissait des sprinklers déployés dans les différents locaux concernés. Cette précision n'a pu être apportée au cours de l'inspection. Je vous demande de me préciser ce que recouvre le terme "aspersion par eau pulvérisée lorsqu'elle est valorisée au titre de la protection incendie" du périmètre de contrôle ECOT. S'il s'avère que cela correspond aux sprinklers, je vous demande de m'indiquer dans quelle mesure les écarts relevés dans le cadre des contrôles des sprincklers en demande A5 de l'inspection incendie INSSN-LIL-2021-0349 seront bien intégrés aux traitements des écarts de l'ECOT VD4 et donc traités avant divergence du réacteur 3. ## Périmètre Des Observables Conf1 Et Périmètre Complémentaire Lhp/Lhq Il a été indiqué que les dômes et les cheminées des diesels ne faisaient pas partie du périmètre des observables. Ces éléments sont pourtant en partie observables sans qu'il y ait nécessité de mise en place d'échafaudage. Je vous demande de m'apporter des éléments étayant le fait que les dômes et les cheminées d'échappement des diesels sont bien à considérer hors périmètre de contrôle. En l'absence d'argument, je vous demande d'intégrer ces points de contrôles à la liste des observables. ## Sec La liste des observables consultée par les inspecteurs indiquait que les clapets 5 DCA 021 à 024 VA n'étaient pas connus dans le logiciel des schémas mécaniques et n'avaient pas été visualisés in situ. Ces clapets font pourtant partie de la liste des éléments importants pour la protection des intérêts. Les échanges ont permis de clarifier que ces repères fonctionnels existent bien sur l'installation mais qu'ils sont effectivement hors périmètre de contrôle puisqu'ils nécessitent la pose d'un échafaudage pour y accéder. Je vous demande de me confirmer que ces repères fonctionnels sont bien existants dans votre référentiel, et qu'ils font bien l'objet de la maintenance attendue sur ces clapets. Vous veillerez à me préciser si des modifications du logiciel de gestion des repères fonctionnels sont prévues pour les intégrer. ## 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 du Pôle INB, Signé par Jean-Marc DEDOURGE
INSSN-DCN-2022-0838	Montrouge, le 29/04/2022 Référence courrier : CODEP-DCN-2022-015480 Monsieur le Directeur EDF UTO 1, avenue de l'Europe CS 30 451 MONTEVRAIN 77 771 MARNE LA VALLEE Objet : Contrôle de l'approvisionnement des matériels des centrales nucléaires Fournisseur FRAMATOME, usine de Meylan Thème : R9.9 Fournisseurs Code : Inspection INSSN-DCN-2022-0838 du 10/03/2022 ## 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 du livre V et l'article L 593-33 [3] Arrêté du 7 février 2012 modifié relatif aux installations nucléaires de base [4] Lettre de suite d'inspection de l'ASN du 22 décembre 2021, référencée CODEP-DEP-2021-057641 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 [3], une inspection courante a eu lieu le 10/03/2022 de votre fournisseur « FRAMATOME » sur le thème R9.9 « Fournisseurs ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection du 10/03/2022 concerne les dispositions mises en œuvre par votre fournisseur « FRAMATOME » pour respecter les exigences associées à la fabrication de matériels ou composants destinés aux centrales nucléaires, et la surveillance exercée par EDF sur ce dernier. Au vu de l'examen par sondage réalisé lors de cette inspection, l'organisation définie et mise en œuvre par votre fournisseur concernant la fabrication de matériels électrique et de contrôle commande apparaît satisfaisante. Les inspecteurs ont noté que la culture de sûreté incluant la prévention du risque de fraude et de contrefaçon (CFSI) était bien diffusée au sein de l'usine de Meylan du fournisseur FRAMATOME. Cette diffusion se manifeste notamment par l'existence de formations dédiées, par la présence d'un lien internet renvoyant vers le site web de l'ASN pour signaler des irrégularités ainsi que par la présence d'affichages nombreux sur les postes de travail. Par ailleurs, le fournisseur a recours au compagnonnage dans la formation des nouveaux travailleurs, ce qui permet la pérennisation de la bonne réalisation des gestes techniques, en particulier lors de la réalisation d'activités importantes pour la protection des intérêts (AIP). Les inspecteurs, ont pu également prendre connaissance de l'existence d'une base de données interne, recensant les fournisseurs à éviter du fait de signaux faibles récurrents. De manière générale, les inspecteurs ont apprécié la propreté de l'atelier, le bon état général des postes de travail et en particulier la bonne gestion des flux matériels. Néanmoins, si les processus de contrôle sont particulièrement bien développés et appliqués au sein de l'usine de Meylan du fournisseur FRAMATOME, les inspecteurs ont noté qu'il était plus compliqué de s'assurer que ces mêmes processus de contrôle étaient effectivement appliqués par les sous-traitants de l'usine de Meylan du fournisseur FRAMATOME. Cette inspection fait l'objet de 2 demandes d'actions correctives et de 2 demandes de compléments. ## A.1. Contrôle Du Serrage Du Câblage Des Armoires De Contrôle-Commande L'article 1.3 de l'arrêté en référence [3] définit une activité importante pour la protection comme « une 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) ». De plus, l'article 2.5.3 de ce même arrêté précise que « chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique ». En 2019, un défaut de serrage des câblages au niveau de borniers d'armoires de contrôle commande des réacteurs de 1300MWe a été détecté. Ce défaut est susceptible d'entraîner une défaillance dans les signaux d'arrêt automatique du réacteur. Ce défaut a conduit à mettre à jour la procédure de vérification des borniers présents dans les armoires de contrôle-commande utilisée par le sous-traitant de FRAMATOME chargé de la production de ces borniers. Cette procédure mise à jour prévoit un contrôle à 100% du serrage du câblage des borniers et, l'apposition, lors du contrôle, d'un « point bleu » sur les borniers contrôlés. En l'espèce, l'activité de serrage du câblage des borniers constitue une activité importante pour la protection et le contrôle à 100% prévu par la procédure, incluant la pose d'un « point bleu », constitue le contrôle technique de cette activité. Lors de l'inspection de la zone de test des armoires de contrôle-commande, les inspecteurs ont constaté l'absence du marquage bleu sur une armoire qui avait été contrôlée par le sous-traitant de FRAMATOME. Ce manquement n'avait pas été vu par FRAMATOME, ni fait l'objet d'une fiche de non-conformité, ce qui constitue un écart aux dispositions prévues par l'article 2.5.3 en référence [3]. Demande A1-1 : Je vous demande, conformément à l'article 2.5.3, de vérifier pour l'ensemble des armoires présentes sur l'usine de Meylan de votre fournisseur FRAMATOME que l'activité importante pour la protection que représente le serrage du câblage des borniers, a bien fait l'objet du contrôle technique décrit dans la procédure. De plus, l'article 2.6.3 de l'arrêté en référence [3] dispose que « l'exploitant s'assure, […] 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. ». En outre, « le traitement d'un écart constitue une activité importante pour la protection. » Demande A1-2 : Je vous demande, conformément à l'article 2.6.3, de traiter l'écart relatif à l'absence de contrôle technique de l'activité de serrage du câblage des borniers. Vous me communiquerez les causes identifiées à cet écart, les actions définies dans le cadre de ce traitement ainsi qu'un calendrier de leur mise en œuvre. 3/6 ## B. Compléments D'Information B.1. Activité Importante Pour La Protection (Aip) Et Contrôle Technique (Ct) 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 constaté, lors de leur visite de l'atelier de fabrication des détecteurs neutroniques, que le contrôle de la bonne qualité de la procédure de soudage, qui constitue une activité importante pour la protection, est réalisé via un « test hélium ». Cependant, il apparait que ce test, qui permet de contrôler la qualité du geste technique réalisé, n'est pas identifié dans la documentation comme le contrôle technique de l'activité importante pour la protection de soudage. Demande B1 : Je vous demande de me préciser les dispositions prises par votre fournisseur FRAMATOME afin de vérifier que les contrôles techniques associés à une activité importante pour la protection sont bien identifiés et permettent effectivement de bien vérifier a posteriori le respect des exigences définies. ## B.2. Surveillance Des Sous-Traitants Du Fournisseur L'article 2.2.2 de l'arrêté en référence [3] dispose que : « l'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer : - qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application de l'article 2.3.2 ; - que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ; - qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1. » Pour répondre à cette exigence, l'ASN a constaté, notamment au travers de son inspection du 6 décembre 2021 [4], qu'EDF a mis en place un système de qualification des intervenants extérieurs. Ainsi, EDF qualifie ses fournisseurs de rang 1 puis leur impose de qualifier leurs propres sous-traitants. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont demandé aux représentants de l'usine de Meylan du fournisseur FRAMATOME de présenter les dispositions de surveillance mises en œuvre vis-à-vis de leurs propres sous-traitants. Les représentants de l'usine de Meylan du fournisseur FRAMATOME ont indiqué aux inspecteurs utiliser une base de données interne, recensant les entreprises à éviter du fait de signaux faibles récurrents. Les sous-traitants de l'usine de Meylan du fournisseur FRAMATOME ont l'interdiction de se fournir auprès des entreprises figurant dans cette base de données. Par ailleurs, l'usine de Meylan 4/6 du fournisseur FRAMATOME interdit le recours à des « brokers » pour ses propres sous-traitants afin de s'assurer de la qualité des activités sous-traitées. Cependant, les représentants de l'usine de Meylan du fournisseur FRAMATOME n'ont pas été en mesure de justifier aux inspecteurs que ces exigences faisaient l'objet d'un contrôle adapté chez ses sous-traitants. Demande B2 : Je vous demande de vous assurer que les sous-traitants de l'usine de Meylan de votre fournisseur FRAMATOME, réalisant des AIP, font l'objet d'une surveillance adaptée. ## C. Observations C.1. Recours À Des Brokers Les inspecteurs ont noté que l'usine de Meylan du fournisseur FRAMATOME a recours à des « brokers » pour se fournir en composants. Cependant, les représentants de FRAMATOME ont précisé que ce recours est limité à des composants simples et est systématiquement soumis à une caractérisation par un laboratoire indépendant, permettant de s'assurer de la qualité des composants transmis. Par ailleurs, l'usine de Meylan du fournisseur FRAMATOME interdit le recours à des « brokers » pour ses propres sous-traitants afin de s'assurer de la qualité des activités sous-traitées. ## C.2. Gestion Du Programme De Formation Suite au rachat par FRAMATOME de Rolls-Royce Civil Nuclear, auquel le site de Meylan appartenait, l'usine de Meylan du fournisseur FRAMATOME ne dispose plus, actuellement, d'une base de suivi et d'alerte en cas de dépassement de la date de validité d'une formation. Les inspecteurs ont noté qu'une amélioration du processus de gestion des formations devrait être déployée prochainement. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par 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 de Suivi des Matériels et des Systèmes Jean-Karim INTISSAR
INSSN-CAE-2022-0119	Référence courrier : CODEP-CAE-2022-015461 Caen, le 28 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 117 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0119 du 10 mars 2022 Visite générale - Atelier R21 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 10 mars 2022 au sein de l'établissement Orano Recyclage de La Hague, sur le thème de la visite générale des installations de l'atelier R2. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection en objet a démarré par une présentation de l'exploitant, concernant l'actualité de l'atelier R2 et les faits marquants relevés pour l'année 2021, principalement sur les sujets ayant traits - au regard de la sûreté - à l'exploitation, la maintenance, ainsi qu'aux travaux et modifications. Les inspecteurs ont ensuite passé en revue les différents exercices menés sur ses installations en 2021, puis les indicateurs sûreté de l'année passée, dont les GEMBA2 réalisées, dont certaines ont été examinées plus en détail, notamment pour ce qui est du bon suivi des éventuels plans d'actions induits. Ils ont contrôlé par sondage les derniers contrôles et essais périodiques (CEP), puis ont vérifié la bonne application du processus AMPA3. L'exploitant a également abordé l'état d'avancement des engagements pris au titre de l'atelier R2, avant que l'inspection ne se solde par une visite de terrain en salle de conduite. Au regard des différents points abordés et des contrôles par sondage réalisés tout au long de l'inspection, l'organisation mise en place au sein de l'atelier R2 est apparue très satisfaisante. Ainsi, seuls quelques points nécessitent les éclaircissements et confirmations énumérés ci-après. ## A. Demandes D'Actions Correctives Sans Objet. B. Demandes D'Informations Complementaires Gestion De Crise Le passage en revue des différents exercices, ayant concerné les installations de l'atelier R2 en 2021, a mis en lumière, au moyen des différents comptes rendus (CR) consultés en salle, une thématique récurrente sur le sujet du formalisme des points de situation. Les acteurs de ces différentes mises en situation ayant trait à l'organisation mise en place lors de la survenue de conditions incidentelles ou accidentelles, ont relevé à plusieurs reprises un manque de formalisme lors de la tenue des points de situations. Or, il a été constaté qu'aucune mesure n'a été mise en œuvre suite à ces observations répétitives. Demande B1 : Je vous demande d'améliorer sensiblement le formalisme des points de situation tenus lors de la survenue d'incidents ou d'accidents, qu'ils soient simulés ou réels. Le CR de l'exercice PUI4 incendie en cellule solvant relève des difficultés d'exécution de la conduite à tenir (CAT) de gestion de la ventilation, en raison de la présence d'un échafaudage devant un caisson de filtres. Cependant, aucune analyse n'a permis de tirer un retour d'expérience de cette situation, afin de savoir quelles mesures prendre en cas de renouvellement d'un tel événement, notamment lors d'incidents/accidents réels. Demande B2 : Je vous demande d'analyser les mesures à prendre en cas de difficultés avérées pour conduire vos installations de ventilation en cas de situations incidentelles/accidentelles, et de formaliser ces dernières. ## Processus Gemba La lecture du dernier bilan annuel des GEMBA réalisées au sein des installations de l'atelier R2 fait remarquer l'absence de prise en considération de celles pilotées par le propre ingénieur sûreté opérationnelle (ISO) de cet atelier. Les échanges ont également permis de conclure que celles pilotées par du personnel non affecté à l'atelier n'étaient également pas intégrées au dit bilan. Demande B3 : Je vous demande d'étudier l'opportunité de profiter de la révision du formalisme lié à la réalisation des bilans GEMBA, pour vous assurer de l'exhaustivité de la prise en compte de celles réalisées sur un atelier. ## C. Observations C1. Un CR d'exercice révèle un souci sur les numéros de téléphone attribués aux équipiers de crise, inspirant la nécessité d'une action pérenne pour gérer les mouvements de personnel conduisant à des changements préjudiciables à une bonne communication. 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-CHA-2022-0253	Référence courrier : CODEP-CHA-2022-016511 Châlons-en-Champagne le 8 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 de Chooz INSSN-CHA-2022-0253 du 10 mars 2022 sur le thème « inspections de chantiers » Références : [1] Code de l'environnement, notamment ses articles L.592-21 et suivants et 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 du 15 février 2022 référencé CODEP DCN-2022-007130, autorisant la modification notable du réacteur 1 de la centrale nucléaire de Chooz (affaire transverse contrôle-commande) ## Madame La Directrice, 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 10 mars 2022 au Centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Chooz sur le thème : « Inspections de chantiers». 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 avait pour objectif de vérifier l'organisation mise en œuvre par le site de Chooz pour appliquer les mesures compensatoires associées à la modification temporaire des règles générales d'exploitation (RGE) du réacteur 1 lors des modifications transverses du système de contrôlecommande. La modification du système de contrôle-commande a été réalisée du 25 février au 8 mars 2022. Les inspecteurs retiennent que le processus mis en œuvre pour l'application des mesures compensatoires est globalement satisfaisant. L'exploitant a déployé une organisation pour mettre en œuvre et documenter la bonne réalisation de ces mesures compensatoires. Néanmoins, une mesure compensatoire n'a pas été mise en œuvre. Par ailleurs, l'exhaustivité de la mesure compensatoire de suivi des températures et du niveau de la piscine de désactivation n'a pas pu être entièrement vérifiée. ## A. Demandes D'Actions Correctives RESPECT DES MESURES COMPENSATOIRES. L'article 2.6.3.I de l'arrêté [2] prescrit que « l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : - déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; - définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; - mettre en œuvre les actions ainsi définies ; - évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. » A la suite des modifications réalisées lors de l'arrêt du réacteur 1, EDF a mis à jour les niveaux 1 et 2 du contrôle-commande par l'intégration d'une modification autorisée par l'ASN [3]. Cette modification du contrôle commande permet d'assurer la cohérence de l'ensemble des modifications intégrées au cours de l'arrêt. Cette modification a été mise en œuvre dans le domaine d'exploitation « réacteur complètement déchargé » et a entraîné l'indisponibilité partielle du contrôle-commande, ce qui a nécessité une dérogation aux RGE du réacteur, sous couvert du respect de mesures préalables et compensatoires. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage l'effectivité de la mise en application de ces mesures. Lors de l'examen de la mesure compensatoire n°4 « chaque voie de contrôle-commande modifiée est isolée de son environnement pendant toute sa durée d'indisponibilité, des autres îlots de Contronic-E, des autres systèmes N1, du KIC et du KSC », les inspecteurs ont identifié en particulier que le système de contrôle des auxiliaires de tranche (SCAT) devait, pour la voie A, rester isolé des autres systèmes pendant les phases n°5 à 6, et pendant les phases n°1 à 4 pour la voie B. Les inspecteurs ont constaté que pendant la réalisation des phases n°4 et n°6 de la modification, le SCAT a été connecté au système informatique de conduite (KIC). Vous avez indiqué par courrier électronique que la mesure compensatoire n°4 ne pouvait techniquement pas être mise en œuvre, notamment au regard de l'enchaînement logique des différentes phases de la modification, et que des échanges étaient engagés avec le service porteur du dossier pour expliciter davantage la configuration particulière nécessaire à la réalisation des prochaines opérations de modification du contrôle-commande. Les inspecteurs considèrent que les justifications doivent être davantage détaillées, en se basant sur l'architecture du contrôle-commande installé dans le réacteur 1 et non sur le schéma d'enchaînement des phases. En outre, ils s'interrogent sur la bonne prise en compte de la mesure compensatoire n°4 lors de la planification des travaux, alors que le contrôle effectué le 25 février 2022 du point n°89a, dans le dossier de suivi d'intervention (indice 0), a considéré que le critère a été atteint. Bien que le non-respect de cette mesure compensatoire n'ait pas entraîné dans le cas présent d'impact sur la sûreté, il s'avère que l'ASN vous a autorisé à déroger aux RGE du réacteur sur la base d'informations incomplètes, ce qui s'apparente à un événement significatif. Demande A1 : Je vous demande de déclarer, selon les dispositions prévues, ce défaut de mise en œuvre d'une mesure compensatoire faisant partie intégrante d'une décision d'autorisation de l'ASN. Les modifications de contrôle-commande concernant l'ensemble du palier N4, vous évaluerez l'aspect potentiellement générique de cet écart. Demande A2. Je vous demande, comme prévu par l'article 2.6.3.I de l'arrêté [2], d'identifier les causes techniques et organisationnelles ayant conduit au non-respect d'une mesure compensatoire. Vous définirez les actions correctives et préventives appropriées à cet égard. ## B. Compléments D'Information SUIVI DE LA TEMPERATURE ET DE NIVEAU DE LA PISCINE DE DESACTIVATION. L'indisponibilité partielle du contrôle-commande lors de la modification entraîne notamment l'indisponibilité d'une des deux voies de refroidissement de la piscine de désactivation du combustible. Ainsi, une des mesures compensatoires consiste à suivre le niveau et la température de la piscine de désactivation. Les inspecteurs ont examiné ce suivi au travers des enregistrements réalisés dans le dossier de suivi d'intervention (DSI). Ils ont constaté que ce suivi était partiel. Certains relevés ne sont en effet pas renseignés pour les 6 et 7 mars ; ils le sont en revanche en plusieurs exemplaires pour les 2 et 3 mars. Demande B1. Vous me transmettrez les relevés des capteurs de température et du niveau de la piscine de désactivation du combustible pour l'ensemble de la durée des modifications du contrôlecommande, sur la période du 25 février 2022 5h00 au 8 mars 2022 23h59 et à la fréquence indiquée dans les mesures compensatoires. MAINTIEN DE LA DISPONIBILITE DES EQUIPEMENTS REQUIS PENDANT LA MODIFICATION TEMPORAIRE DES RGE Durant les travaux sur le contrôle-commande, plusieurs équipements doivent rester disponibles pour garantir un niveau de sûreté suffisant. Durant l'inspection, il a été indiqué que le maintien de cette disponibilité des équipements serait à l'avenir réalisé par l'exploitant à travers la mise en place d'un « régime de sécurisation », qui préciserait au niveau local que l'équipement ne doit pas être rendu indisponible. Il s'avère qu'aucune condamnation administrative des équipements requis n'a été mise en place. Au cours de l'inspection, vous avez en effet indiqué qu'il n'était pas nécessaire de mettre en place une telle condamnation, dès lors qu'un contrôle permet de s'assurer de la bonne position des équipements requis, ce qui est le cas pour les équipements concernés dans le cas d'espèce. Le référentiel managérial relatif aux condamnations administratives (RM 77) prévoit la possibilité de ne pas recourir à une condamnation administrative, en précisant notamment : « un organe dont le maintien en position est contrôlé par un essai périodique existant et répondant à l'ensemble des critères ci-après, ne doit pas être condamné administrativement […] ». Or, il apparaît que la vérification de la position des équipements requis n'est pas mise en œuvre à l'aide d'un essai périodique. Demande B2. Je vous demande de m'informer des dispositions qui seront prises pour la mise en place d'un régime de sécurisation à l'occasion des prochaines mises en œuvre des modifications du contrôle-commande. Demande B3 : Je vous demande de m'informer de l'analyse vous ayant conduit à privilégier le régime de sécurisation sans condamnation administrative pour respecter les mesures compensatoires précitées. ## C. Observations Modification Pnpe 4145 - Dossier De Suivi D'Intervention - État General Du Dossier. Le dossier de suivi d'intervention (DSI) au format papier présenté permet de suivre l'ensemble des étapes de l'intervention et des mesures compensatoires pour la modification du contrôle-commande. Lors de l'inspection, le dossier de suivi était dans un état dégradé (reliure détachée, pages abîmées), pouvant rendre difficile son utilisation. Certaines pages ont été rajoutées, d'autres étaient volantes et certaines annexes étaient rayées. En conséquence, les inspecteurs s'interrogent sur la capacité de l'exploitant à justifier de l'exhaustivité du suivi des mesures compensatoires. 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, Madame la directrice, l'assurance de ma considération distinguée. Le Chef de Division, Signé par Mathieu RIQUART
INSSN-LYO-2022-0454	Lyon, le 17 juin 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-028850 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) Lettre de suite de l'inspection du 10 mars 2022 sur le thème « R.5.9 Inspections de chantier – ASR du réacteur 2 » N° dossier : Inspection n° INSSN-LYO-2022-0454 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] Arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection inopinée a eu lieu le 10 mars 2022 sur le réacteur 2 de la centrale nucléaire du Bugey sur le thème « R.5.9 Inspections de chantier - ASR du réacteur 2 ». Cette inspection, réalisée sur site, a été complétée de contrôles documentaires réalisés à distance au cours de l'arrêt du réacteur, entre le 19 février et le 31 mai 2022. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent. ## Synthese De L'Inspection L'inspection du 10 mars 2022 sur la centrale nucléaire du Bugey avait pour objet de contrôler la qualité des interventions de maintenance réalisées lors de l'arrêt pour simple rechargement (ASR) du réacteur 2. Les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment réacteur (BR), le bâtiment combustible (BK), le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), le bâtiment électrique (BL) et les casemates vapeur. Les inspecteurs ont examiné les conditions d'intervention ainsi que le dossier spécifique d'intervention relatif au chantier de congélation d'un tronçon de la tuyauterie repérée 2 RCV 070 TY en prévision de l'épreuve hydraulique du réservoir repéré 2 RCV 002 BA. Ils ont également effectué un contrôle par sondage des remises en conformité de la fixation des torons de câblage sur les portes de certaines cellules du tableau électrique repéré 2 LHB 001 TB au titre de l'écart de conformité (EC) n° 499. Enfin, ils se sont rendus dans les locaux de la soupape 2 RCP 052 VP, du robinet 2 EAS 221 VB, de la pompe 2 RIS 001 PO, des soupapes 2 VVP 106, 111 et 113 VP et de la vanne 2 VVP 003 VV, équipements sur lesquels les chantiers prévus n'étaient pas en cours. Au cours de l'arrêt du réacteur 2, les contrôles à distance réalisés ont porté plus particulièrement sur : - le traitement de l'EC n° 499 relatif aux défauts de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires électriques qualifiées K3 ; - le traitement de l'EC n° 522 relatif au risque d'interactions entre armoires électriques et châssis de relayage en cas de séisme ; - le traitement de l'EC n° 580 relatif à la tenue aux conditions d'accident grave des diaphragmes en amont du filtre U5 ; - le traitement de l'EC n° 584 relatif au défaut de serrage de certains connecteurs électriques qualifiés K1 ; - la réalisation des essais décennaux de décharge des accumulateurs du circuit d'injection de sécurité (EP RIS 200) et d'appoint gravitaire au réservoir du circuit d'alimentation de secours en eau des générateurs de vapeur (EP ASG 043) ; - les résultats du contrôle partiel du calage du circuit primaire principal (CPP) ; - les opérations de requalification partielle réalisées sur le CPP à la suite d'interventions notables réalisées lors du précédent arrêt du réacteur 2 ; - la réparation puis la requalification périodique de l'échangeur repéré 2 RCV 002 RF ; - le suivi des dégradations observées sur les joints du tampon d'accès matériel du BR, et leur remplacement ; - l'examen des éléments transmis par EDF à la suite de la détection de la dégradation du joint intérieur du dispositif d'étanchéification « piscine - plan joint de cuve ». A l'issue de l'inspection du 10 mars 2022 sur site et des contrôles à distance réalisés au cours de l'arrêt du réacteur 2, vous avez apporté aux inspecteurs, au fil de l'eau, des éléments de réponse aux principaux constats et interrogations. Compte-tenu de ces éléments, l'ASN a donné, le 12 mai 2022, son accord pour la divergence du réacteur 2 de la centrale nucléaire du Bugey, tel que 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. Les contrôles réalisés ont toutefois mis en évidence un manque de rigueur dans la programmation, la réalisation ou la validation de la conformité de plusieurs activités réalisées au cours de l'arrêt du réacteur 2. Une analyse de ces situations devra être menée afin de permettre la mise en œuvre d'actions correctives. En particulier, la validation de l'EP ASG 043 réalisé le 11 mars 2022 alors que ses conditions initiales n'étaient pas respectées devra faire l'objet d'une analyse approfondie via l'instruction d'un événement significatif pour la sûreté. Par ailleurs, la dégradation du joint intérieur du dispositif d'étanchéification « piscine - plan joint de cuve » nécessite également l'instruction d'un événement significatif pour la sûreté. De plus, des dispositions pérennes visant au maintien de la qualification des embases adhésives utilisées pour la fixation des torons de câblage sur les portes des armoires électriques qualifiées K3 devront être mises en œuvre. En outre, l'intégrité et le bon positionnement des filets de protection des casemates abritant les générateurs de vapeur vis-à-vis du risque d'introduction de corps étrangers dans la piscine du BR devra faire l'objet d'une vigilance particulière. Enfin, il conviendra de vous assurer qu'un mode de dégradation similaire à celui observé sur 3 tubes de l'échangeur repéré 2 RCV 002 RF n'est pas susceptible d'affecter d'autres échangeurs. ## I. Demandes A Traiter Prioritairement Sans objet. ## Ii. Autres Demandes Essai Périodique « Asg 043 » Cet essai consiste à réaliser un appoint gravitaire entre un réservoir du système de distribution d'eau déminéralisée (ETSu) et le réservoir du système d'alimentation en eau de secours des générateurs de vapeur repéré 2 ASG 001 BA. Il s'agit d'un essai initialement réalisé lors de la visite décennale du réacteur 2 en 2020 qui a été reprogrammé lors de l'ASR du réacteur 2 en 2022 du fait du non-respect de la règle d'essai applicable, identifié par l'ASN lors de l'inspection INSSN-LYO-2021-0898 du 29 avril 2021. L'essai périodique « ASG 043 » a donc été réalisé le 11 mars 2022 et soldé « satisfaisant » le 22 mars 2022. Au cours de l'arrêt, les inspecteurs ont examiné la gamme de cet essai et ont identifié que les conditions initiales prescrites dans la règle d'essai applicable référencée D455617300904 indice C n'étaient pas respectées sur deux points : - l'essai d'appoint gravitaire a débuté avec un niveau initial de la bâche ASG de 3,98 m alors que la règle d'essai impose comme état initial que la bâche ASG soit vidangée juste au-dessus de la limite inférieure de la gamme de l'information de volume utilisée pour l'essai (à titre de comparaison, lors de l'essai ASG 043 réalisé le 8 novembre 2021 sur le réacteur 5, le niveau initial de la bâche ASG était de 1,10 m) ; - l'essai d'appoint par pompage a débuté avec un niveau de la bâche ASG de 4,93 m alors que la règle d'essai prévoit comme état initial que la bâche ASG soit vidangée juste au-dessus de 3,87 m (à titre de comparaison, lors de l'essai ASG 043 réalisé le 8 novembre 2021 sur le réacteur 5, le niveau initial de la bâche ASG était de 3,89 m). L'ASN vous a donc demandé de justifier la validité de l'essai réalisé le 11 mars 2022 au regard des exigences de la règle d'essai applicable. Vous avez finalement décidé de réaliser à nouveau cet essai périodique le 4 avril 2022. L'examen de la gamme renseigné de ce nouvel essai n'appelle pas de remarque. L'essai réalisé le 11 mars 2022 n'aurait pas dû être déclaré satisfaisant alors que les conditions initiales prescrites dans la règle d'essai en vigueur n'étaient pas respectées. De plus, cette situation montre les mesures prises à la suite de l'inspection du 29 avril 2021 n'ont pas permis d'éviter le renouvellement d'une situation analogue et reflète des fragilités récurrentes dans la mise en œuvre des essais périodiques. La réitération de la validation d'un essai alors que les conditions initiales n'étaient pas respectées devra faire l'objet de l'analyse d'un événement significatif tel que prévu par les dispositions des articles 2.6.4 et 2.6.5 de l'arrêté en référence [2]. Demande II.1 : Déclarer et instruire un événement significatif pour la sûreté relatif à la validation de l'essai périodique « ASG 043 » alors que les conditions initiales prescrites par la règle d'essai n'étaient pas respectées. Vous veillerez à ce que les mesures prises permettent de renforcer notablement la vérification du respect des conditions de réalisation lors des essais périodiques. Demande II.2 : Faire réaliser, en impliquant la filière indépendante de sûreté, une vérification des essais réalisés au cours de l'arrêt du réacteur 2, dont vous me préciserez le périmètre et dont vous me transmettrez les conclusions. ## Dégradation Du Joint Intérieur Du Dispositif D'Étanchéification « Piscine - Plan Joint De Cuve » Lors de l'inspection de l'ASN n° INSSN-LYO-2022-0443 du 3 mars 2022, les inspecteurs avaient observé les dégradations du joint intérieur du dispositif d'étanchéification « piscine - plan joint de cuve » mises en évidence en début d'arrêt du réacteur 2. Ces dégradations ont fait l'objet d'un traitement d'écart de conformité en émergence. Au cours de l'arrêt, vous avez informé l'ASN que la caractérisation détaillée de cet écart de conformité en émergence a abouti au fait qu'il est avéré et constitue un événement intéressant pour la sûreté. Cet écart constitue une non-conformité à l'exigence d'étanchéification du puits de cuve afin de permettre l'étalement à sec du corium en situation d'accident grave prévue dans la section 7.2.4 du chapitre 4 du volume III des rapports de sûreté des réacteurs 2, 4 et 5. En outre, il affecte plusieurs réacteurs et il est manifestement dû à un processus de qualification défaillant. A ce titre, il doit faire l'objet de l'analyse d'un événement significatif, tel que prévu par les dispositions des articles 2.6.4 et 2.6.5 de l'arrêté en référence [2] et selon le critère 9 de l'annexe 6 du guide de l'ASN du 21 octobre 2005 relatif aux modalités de déclaration des événements significatifs dans les domaines des installations nucléaires. Demande II.3 : Déclarer et analyser un événement significatif pour la sûreté selon le critère 9 du guide ASN du 21 octobre 2005, relativement à la dégradation du joint intérieur du dispositif d'étanchéification « piscine - plan joint de cuve ». ## Programmation De Certaines Activités Au cours de l'arrêt, les inspecteurs se sont interrogés sur l'absence de programmation, dans le dossier de présentation de l'arrêt du réacteur 2 de 2022 référencé D5110RAS2R34DPA indice 1, de la requalification partielle à réaliser au plus tard 30 mois après le remplacement d'une partie résistante à la pression du circuit primaire principal au titre de l'article 15-IV de l'arrêté en référence [3] à la suite de l'intervention notable de remplacement d'un tronçon de tuyauterie sur 2 RCP 017 TY lors de la VD4 du réacteur 2, en 2020. A la demande des inspecteurs, cette requalification partielle, consistant en un contrôle visuel du tronçon remplacé lors du précédent arrêt, a été réalisée. De même, concernant les contrôles complémentaires à réaliser dans le cadre de l'EC n° 522 relatif au risque d'interactions entre armoires électriques et châssis de relayage en cas de séisme, le dossier de présentation de l'arrêt du réacteur 2 de 2022 référencé D5110RAS2R34DPA indice 1 prévoyait uniquement le contrôle d'une voie lors de l'arrêt de 2022, le contrôle de la seconde voie étant prévue lors du prochain arrêt du réacteur 2 en 2023. Or, le courrier de vos services centraux, référencé D455020005570, prescrit le contrôle des deux voies au plus tard le 1er mars 2023, échéance non compatible avec le prochain arrêt du réacteur 2. A la suite d'une demande des inspecteurs au sujet de la programmation du contrôle de la seconde voie, vous l'avez finalement également contrôlée au cours de l'arrêt du réacteur 2. Demande II.4 : Analyser de façon approfondie de l'absence de programmation initiale de deux activités susmentionnées lors de l'arrêt du réacteur 2. Me présenter les conclusions de cette analyse et les mesures prises pour éviter le renouvellement d'une situation similaire. ## Prévention Du Risque D'Introduction De Corps Étrangers Dans Les Circuits Lors de l'inspection du 10 mars 2022, les inspecteurs ont constaté que le filet de protection du générateur de vapeur (GV) repéré 2 RCP 003 GV était troué. De plus, la partie basse des filets de protection des GV n'était pas située à l'intérieur des casemates et de ce fait ne permettrait pas de retenir un éventuel corps étranger à l'intérieur de la casemate GV en cas de chute, ce qui est susceptible de conduire à la chute d'un corps étranger directement dans la zone FME1, voire dans la piscine du BR. Le mauvais positionnement des filets de protection des GV en partie basse est l'une des causes d'un événement significatif pour la sûreté survenu le 23 aout 2020 sur le réacteur 4 de la centrale nucléaire du Tricastin (rapport d'ESS référencé D453420052004 indice 0). Demande II.5 : Analyser les causes de cette situation et assurer l'intégrité des filets de protection des GV vis-à-vis du risque FME et leur bon positionnement en partie basse pour les prochains arrêts de réacteur. Examiner notamment si les enseignements de l'événement significatif pour 1 Foreign Material Exclusion : risque d'introduction de corps étranger dans les circuits, susceptibles de porter atteinte aux équipements et à l'intégrité des assemblages de combustible la sûreté survenu le 23 aout 2020 sur le réacteur 4 de la centrale nucléaire du Tricastin sont transposables sur vos installations. EC n° 499 - Défauts de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires de soustranches et application de la DP 354 Au cours de l'arrêt du réacteur 2, vous n'aviez initialement pas prévu le remplacement des embases adhésives de fixation des torons de câblage installées depuis plus de 5 cycles de fonctionnent. Finalement, après interrogation par l'ASN et clarification des exigences de la demande particulière (DP) n° 354 par vos services centraux, vous avez réalisé la fixation pérenne des embases et goulottes adhésives sauf pour certains équipements des systèmes KSC, RPR, ETY, PTR, LBB, DVNc et RRB pour lesquels les embases adhésives d'origine ont été remplacées par des embases adhésives neuves lors de l'arrêt, et pour des coffrets du système KRT dont les fixations datent de 2020. Demande II.6 : Prévoir le remplacement périodique des embases adhésives de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires de sous-tranches encore en place sur le réacteur 2, au plus tous les 5 cycles de fonctionnement. De plus, pour le réacteur 5, les contrôles et remises en conformité au titre de l'EC n° 499 ont été effectués au cours de sa VD4, donc avant la clarification des exigences applicables concernant le remplacement des embases adhésives installées depuis plus de 5 cycles de fonctionnement et constituant des configurations à risque. Demande II.7 : Remplacer les embases adhésives de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires de sous-tranches du réacteur 5 installées depuis plus de 5 cycles de fonctionnement et constituant des configurations à risque, ou rendre pérenne leur fixation. Cette remise en conformité sera réalisée au plus tard lors du prochain arrêt du réacteur 5 et en tout état de cause avant le 31 juillet 2023, conformément à la DP 354 indice 1. ## Congélation De La Tuyauterie Repérée 2 Rcv 070 Ty Lors de l'inspection du 10 mars 2022, les inspecteurs se sont rendus sur le chantier de congélation de la tuyauterie repérée 2 RCV 070 TY réalisée en prévision de l'épreuve hydraulique du réservoir repéré 2 RCV 002 BA. Ils ont constaté que le procès-verbal (PV) de contrôle par ressuage de la zone avant congélation traçait la présence de deux indications arrondies notables inférieures au seuil de caractérisation, les critères de notation et de caractérisation étant définis dans la procédure référencée D5710/ICE/1999/0084487/03. Ces deux indications avaient une dimension de 2 mm. Or, en application du dossier de congélation référencé D450722002713 indice 1, le ressuage de la zone à congeler aurait dû être réalisé suivant la procédure référencé D4507030177 et un seuil de prise en compte des indications de 1 mm appliqué. Le PV de contrôle par ressuage de la zone avant congélation concluant à un contrôle conforme, aucune analyse n'a été formalisée quant à l'acceptabilité des indications au regard des critères spécifiques aux contrôles par ressuage dans le cadre d'une opération de congélation. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les indications relevées étaient situées hors zone de congélation, de part et d'autre du caisson de congélation. A la suite de l'inspection et à la demande des inspecteurs, vous avez transmis une fiche de constat traçant le fait que les indications étaient bien situées hors zone de congélation. Demande II.8 : Renforcer votre organisation s'agissant de l'interprétation des résultats des examens non destructifs réalisés dans le cadre des opérations de congélation afin de vous assurer, le cas échéant, de l'utilisation des procédures spécifiques applicables. ## Requalification Périodique De L'Échangeur 2 Rcv 002 Rf Au cours de l'arrêt du réacteur 2, vous avez détecté que 3 tubes de l'échangeur repéré 2 RCV 002 RF étaient déformés, ce qui a conduit l'organisme habilité chargé de sa requalification périodique à la refuser, le 4 avril 2022. Ces déformations ont été suspectées du fait de l'impossibilité d'introduire la sonde de contrôle par courant de Foucault dans ces 3 tubes, les déformations ayant ensuite été confirmées par un examen télévisuel. Historiquement, lors des précédents contrôles du faisceau tubulaire de cet échangeur, l'impossibilité d'introduire la sonde de contrôle par courant de Foucault avait été imputée à des bourrelets de soudures, sans examen complémentaire. A la suite de la réparation de l'échangeur, sa requalification périodique a finalement été prononcée par l'organisme habilité le 28 avril 2022. Demande II.9 : Vérifier que les échangeurs repérés RCV 002 RF des autres réacteurs ne sont pas affectés d'un écart similaire et notamment examiner si des tubes de ces échangeurs n'ont pas pu être contrôlées lors des derniers contrôles par courant de Foucault. PA n° 278207 relatif à la mise en place d'une pièce de rechange non qualifiée sur le filtre ## 2 Rcv 004 Fi Au cours de l'arrêt du réacteur 2, vous avez ouvert le PA n° 278207 afin de tracer la mise en place d'un ensemble collier de fermeture avec vis/écrou non qualifié sur le filtre repéré 2 RCV 004 FI le 6 avril 2022. Le 3 mai 2022, cet ensemble a été remplacé par un nouvel ensemble usiné sur site et respectant les exigences des règles de conception et de construction des matériels mécaniques (RCC-M). La filière d'approvisionnement usuelle, via vos services centraux, n'a donc pas été respectée en raison d'une indisponibilité de pièce de rechange. Vous considérez que le nouvel ensemble installé le 3 mai 2022 permet de respecter les exigences de qualification sans avis de vos services centraux et alors que le filtre repéré 2 RCV 004 FI est un matériel qualifié aux conditions accidentelles (MQCA). Pour les filtres repérés RCV 003 et 004 FI, le recueil des prescriptions des matériels qualifiés (RPMQ) applicables aux réacteurs de la centrale nucléaire du Bugey à compter de leur VD4, bien que ne prévoyant pas de prescriptions spécifiques à mettre en œuvre sur ces matériels, impose toutefois le respect des pré-requis de son § 3.4 pour en assurer la pérennité de la qualification aux conditions accidentelles. Ces pré-requis incluent notamment le fait qu'« aucune modification (y compris de matière de joints, de matière ou nuance d'acier de la boulonnerie) ne doit être réalisée sur du matériel qualifié, sur ses accessoires (capteurs, fins de courses, servomoteurs, etc.), sur ses auxiliaires (circuits de refroidissement, circuits de lubrification, etc.) ou sur les tuyauteries connectées, sans qu'une étude d'impact sur la qualification du matériel concerné et sur la qualification du matériel principal ne soit effectuée par l'unité responsable de qualification en charge de ces matériels ». Aussi, en application du RPMQ, l'avis de vos services centraux (unité responsable de la qualification en charge des filtres repérés RCV 003 et 004 FI) doit être sollicité. Demande II.10 : Solliciter l'unité responsable de la qualification en charge des filtre repérés RCV 003 et 004 FI afin qu'elle étudie l'impact du montage de l'ensemble collier de fermeture avec vis/écrou du filtre repéré 2 RCV 004 FI sur sa qualification. Me transmettre l'avis formalisé de l'unité responsable de la qualification à ce sujet. Demande II.11 : Prendre des mesures pour organiser un stock suffisant de ces pièces de rechange et m'en faire part. ## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Essai Périodique « Ris 200 » Les inspecteurs ont constaté que l'essai périodique « RIS 200 » a été réalisé avec une concentration en bore d'environ 3000 ppm alors que la gamme d'essai prévoyait une concentration en bore comprise entre 2425 et 2575 ppm. Bien que la concentration en bore ne soit pas prescrite dans la règle d'essai, vos représentants ont indiqué que l'essai a été réalisé avec une concentration en bore comprise entre 2925 et 3075 ppm conformément à la concentration en bore de l'eau des accumulateurs du système d'injection de sécurité prescrite dans les spécifications techniques d'exploitation applicables aux réacteurs à compter de leur VD4. Je prends note de votre engagement de modifier la gamme de l'essai périodique « RIS 200 » en conséquence avant la VD4 du réacteur 3 prévue en 2023. ## 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-2022-0857	Référence courrier : CODEP-DEP-2022-015497 EDF UTO Monsieur le Directeur CS 30451 MONTEVRAIN 77771 MARNE LA VALLEE Cedex 04 Dijon, le 1er avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base INSSN-DEP-2022-0857 du 10 mars 2022 Intervention notable remplacement des cannes chauffantes du pressuriseur concernant le réacteur n°4 de la centrale de CATTENOM 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 RCCP générique dont l'accord a été signé le 1er mars 2022 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 10 mars 2022 sur le réacteur 4 de CATTENOM sur le thème de« la surveillance exercée par le service UTO d'EDF lors du remplacement des cannes chauffantes du pressuriseur ». 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 des opérations de remplacement des cannes chauffantes du pressuriseur (RCCP) du réacteur 4 de l'installation nucléaire de base de CATTENOM. 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 d'extraction des cannes chauffantes en cours le jour de l'inspection. Au vu de cet examen, l'intervention s'est déroulée conformément au dossier de réalisation de travaux (DRT) pour lequel un accord générique a été délivré le 1er mars dernier. Le volet radioprotection, désormais étoffé de prescriptions, peut encore faire l'objet d'amélioration dans le cadre de la traçabilité du suivi notamment. ## A. Demandes D'Actions Correctives En application de l'article 10 de l'arrêté ministériel du 10 novembre 1999 [1], un accord concernant la mise en œuvre du dossier de remplacement des cannes chauffantes du pressuriseur (PZR) vous a été délivré le 1er mars 2022 pour les interventions programmées sur l'année 2022. Dans le cadre de cet accord, vous vous êtes engagés sur la mise en œuvre d'actions d'optimisation de la radioprotection, au travers notamment du relevé de décision de l'Instance de Prévention des Risques (IDPR) en date du 19 juillet 2021. L'inspection, s'est donc attachée, dans un premier temps, à la thématique radioprotection. ## Retour D'Expérience (Rex) Intervention Les déprimogènes ont été installés pour maintenir les sas de déshabillage en dépression conformément aux mesures d'optimisation de la radioprotection. Toutefois, leur efficacité sur le chantier du réacteur n°4 de Cattenom ne s'est pas avérée optimale : le chantier étant à l'arrêt lors de la visite terrain, et des arrêts chantiers avaient également eu lieu la veille, suite au déclenchement des balises de mesure de la contamination atmosphérique présente dans les sas de déshabillage. Aussi, seules 13 des 50 cannes chauffantes avaient pu être extraites. Une fiche de constat n°22-0161 ind0 a été rédigée et présentée lors de l'inspection. Des actions correctives ont dû être mises en œuvre à plusieurs reprises, le seul ajout d'un déprimogène supplémentaire n'ayant pas suffi à maintenir une dosimétrie d'ambiance acceptable. La fiche de constat doit être mise à jour pour tenir compte des différentes actions proposées. En outre, une réflexion approfondie doit être conduite sur la localisation des déprimogènes pour améliorer leur efficacité et intégrée dans le cadre des prescriptions de mesures d'optimisations de la radioprotection. Demande A1 : Je vous demande de compléter les prescriptions de mesures d'optimisation de la radioprotection de l'intervention de remplacement des cannes chauffantes en définissant des préconisations concernant la localisation des déprimogènes. Conformément à l'article V.2 de l'annexe à la décision visée en référence [4], vous veillerez à mettre à jour dans votre dossier d'intervention, le volet relatif à la radioprotection, en tenant compte de ce REX. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Point Avancement Chantier Le début de l'intervention a été marqué par un aléa concernant les témoins de début d'intervention (TDI) qui se sont révélés non conformes (cas rencontré pour 3 coupons sur les 5 réalisés). Une fiche de non-conformité référencée FNC 22-0162 ind0 a été ouverte précisant les actions correctives à conduire, en l'occurrence réaliser de nouveau les contrôles sur les soudures S1 des TDI une fois le changement de tête de soudage opéré. Les premiers contrôles réalisés la veille de l'inspection font de nouveau état d'une non-conformité. Il a été indiqué le jour de l'inspection que les contrôles allaient de nouveau être réalisés avec une nouvelle tête de soudage et un nouveau générateur. Dans la mesure où les nouvelles actions à mettre en œuvre étaient du même type que celles déjà mises en œuvre, il a été précisé à l'ASN qu'une mise à jour de cette FNC n'était pas nécessairement prévue. Toutefois, pour prendre en compte l'ensemble du REX de cette intervention notamment au vu de la redondance du changement de tête de soudage et du changement de générateur, cette FNC doit être mise à jour. Demande B1 : Je vous demande de me transmettre la FNC référencée 22-0162 mise à jour conformément aux éléments susvisés. ## Suivi Effectif Des Prescriptions De Mesures D'Optimisation De La Radioprotection Les prescriptions de mesures d'optimisation de la radioprotection définies dans le relevé de décision de l'IDPR du 19 juillet 2021 ont été transmises aux centres nucléaire de production d'électricité CNPE avec des chantiers de remplacement des cannes chauffantes (RCCP) prévus en 2022. La traçabilité locale de la mise en œuvre desdites prescriptions figurent essentiellement dans le compte-rendu (CR) du GT ALARA du 6 janvier 2022 ainsi que dans le PV logistique. La mise à disposition des bracelets vibrants par le CNPE ne figure pas dans le CR de ce GT établi par le CNPE mais est mentionnée dans la présentation faite par ONET lors du GT ALARA. Dans les faits, les bracelets vibrants étaient bien disponibles le jour de l'inspection mais en cas d'indisponibilité, l'information lors de la réunion d'enclenchement dont le CR a été établi début mars aurait été très tardive pour permettre de palier à cette indisponibilité. Demande B2 : Je vous demande de me transmettre les dispositions prises pour assurer le suivi exhaustif de la mise en œuvre des prescriptions et recommandations faites au CNPE. Dans le cadre du suivi de la contamination, des mesures spécifiques sont réalisées et reportées sur un PV affiché à l'entrée des sas. Toutefois, le jour de l'inspection, il a été constaté que l'affichage du suivi de la contamination au niveau du sas de travail sous le pressuriseur ne faisait pas état du résultat des mesures réalisées mais uniquement de l'indication inférieur à 400Bq/cm2. Demande B3 : Je vous demande veiller au remplissage correct des enregistrements permettant de prévenir le risque de contamination. ## C. Observations C1 : Levée Des Préalables Relatifs Aux Protections Biologiques Le compte-rendu de la réunion de levée des préalables relatifs aux protections biologiques ne retranscrit pas l'ensemble des observables. Je vous invite à revoir le contenu des levées des préalables afin de vous assurer de leur exhaustivité et de leur cohérence. ## C2. Suivi Dosimétrie Intégrée Par Canne Extraite Le procès-verbal qui trace le suivi de la dosimétrie intégrée des travailleurs par canne extraite a été présenté aux inspecteurs. Il présente une incohérence dans les unités employées, ainsi la dose intégrée est mentionnée sans unité formalisé dans le tableau de référence et reporté en mSv pour comparaison à une dose définie pour l'évaluation prévisionnelle de dose optimisée(EDPo) de la machine d'aide à l'extraction en µSv. Je vous invite à mettre en cohérence les unités dans ce document. 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-2021-0359	Lyon, le 21 mars 2022 Réf. : CODEP-LYO-2022-013552 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-2022-0359 du 9 mars 2022 Thème : Maintenance : nettoyage des cristallisoirs déposés 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 inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection du 9 mars 2022 portait sur le contrôle des opérations de lavage des cristallisoirs de l'unité 64 déposés en 2020 suite à des problèmes de conception. Ces cristallisoirs contenaient un reliquat de matière et devaient donc être lavés avant toute opération de découpe. Pour cela, l'exploitant procède depuis décembre 2020 à des opérations de lavage de ces cristallisoirs. Lors de l'inspection, le lavage du dernier cristallisoir était en cours. L'inspection a également permis d'examiner certains points du dossier de porter à connaissance déposé par l'exploitant afin de pouvoir, si nécessaire, effectuer le nettoyage de huit cristallisoirs en service dans l'unité 64. Les opérations décrites dans ce dossier ont été réalisées sur un des anciens cristallisoirs afin de vérifier leur applicabilité. Il ressort de cette inspection que l'exploitant a une bonne maîtrise des opérations de lavage des anciens cristallisoirs. L'exploitant a correctement effectué la préparation, le déroulement ainsi que la surveillance de ces opérations. De plus, le contrôle de premier niveau réalisé est de bonne qualité. Les inspecteurs ont également consulté les derniers comptes rendus des contrôles demandés à l'article 9.13 de la décision ASN en référence [2]. Enfin, les inspecteurs se sont rendus au niveau de la structure 1000 où ont lieu les opérations de lavage de ces cristallisoirs. Ils notent que le sas où ont lieu les opérations est bien tenu. ## A. Demandes D'Actions Correctives 2 Documents De Suivi D'Intervention Les inspecteurs ont examiné les listes des opérations de montage et de contrôle (LOMC) et des opérations de fabrication et de contrôle (LOFC) des différentes opérations réalisées pour le lavage des anciens cristallisoirs. Ces documents sont clairs et correctement remplis. Cependant, ils ont relevé que dans quelques cas, la personne signant la levée du point d'arrêt avait également participé aux opérations. Vos procédures doivent préciser, afin qu'il n'y ait plus d'ambiguïté, que la personne signant le point d'arrêt ne peut pas avoir participé aux opérations précédentes. ## Demande A1 : Je Vous Demande De Veiller À Ce Que La Personne Levant Un Point D'Arrêt N'Ait Pas Participé Aux Opérations Liées À Ce Point D'Arrêt. Lors de l'inspection, il a été indiqué que la phase de lavage allait s'interrompre durant le week-end et être reprise quelques heures le lundi afin de s'assurer de la validation des paramètres techniques permettant de passer à la phase suivante du lavage. Or, les inspecteurs ont relevé qu'il n'était pas prévu dans vos procédures les modalités de reprise des opérations suite à un arrêt. Dans ce cas, l'arrêt était prévu, vous avez pu aménager vos procédures afin de vérifier avant la reprise des opérations que toutes les conditions sont réunies. Cependant, il apparaît qu'en cas d'arrêt fortuit des opérations de lavage, il serait souhaitable que les conditions de reprise des activités soient a minima définies. Les opérations de lavage des anciens cristallisoirs étant terminées, ce point doit être corrigé pour les procédures de lavage des cristallisoirs en service à l'unité 64. Demande A2 : Je vous demande de prévoir dans les procédures de lavage des cristallisoirs en service à l'unité les modalités de reprise des opérations suite à un arrêt de celles-ci. B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES Sans objet ## C. Observations 3 Les inspecteurs ont consulté la convention passée avec l'INB no138 afin de pouvoir traiter les effluents issus du lavage des cristallisoirs. Certains points de cette convention devront être précisés ou revus lorsque la nouvelle décision de rejet de l'INB no138 sera publiée. 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 Signé par Éric ZELNIO 4
INSSN-LYO-2022-0371	Référence courrier : CODEP-LYO-2022-013738 Lyon, le 17 mars 2022 Orano CE BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB) Orano CE - INB no155 Inspection n° INSSN-LYO-2022-0371 du 08/03/2022. Thème : Nouvelle ligne d'enfûtage dans l'usine W2 (conception-construction) 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 des installations TU5 et W (INB n° 155) du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement de Pierrelatte a eu lieu le 8 mars 2022 sur le thème de la mise en service de la nouvelle ligne d'enfûtage de l'usine W2. 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 mars 2022 concernant la ligne d'enfûtage ajoutée dans l'usine W2, située dans le périmètre de l'installation nucléaire de base no 155, exploitée par Orano CE, avait pour objectif de vérifier la gestion du chantier et du montage des équipements, notamment au travers des essais réalisés au moment du montage dans l'usine et lors de la mise en service des équipements. Les inspecteurs se sont donc intéressés au déroulement des procédures d'essais et aux procès-verbaux attestant de ces essais. Une visite des installations a également été réalisée. Les inspecteurs ont relevé la bonne tenue de l'usine W2, en arrêt technique lors de l'inspection, et la robustesse de l'organisation mise en œuvre pour réaliser les essais des équipements. Ils ont également relevé la bonne implication des équipes en charge du projet, dans le déroulement de ces essais ainsi que le travail d'anticipation déployé pour faciliter le transfert de l'équipement à l'exploitant. A. DEMANDES D'ACTIONS CORRECTIVES Sans objet. ## B. Demandes D'Informations Complementaires 2 Projet De Modifications À Apporter Sur L'Enceinte D'Enfûtage Lors des essais de mise en service de l'enceinte d'enfûtage, puis lors de la première campagne de production utilisant l'enceinte d'enfûtage, dite « campagne NVH », l'exploitant a mis en exergue une ergonomie perfectible du sas de sortie des fûts, sas équipé de ronds de gants permettant le contrôle radiologique des fûts pleins, avant leur sortie de l'enceinte d'enfûtage. Afin de garantir un bon contrôle radiologique des fûts, l'exploitant a été contraint de modifier sa procédure et son installation afin de contrôler les fûts dans un sas mobile ajouté pour cette occasion dans le local du four 30. Les inspecteurs ont vérifié que l'exploitant ait bien déployé cette action en toute maîtrise des risques inhérents à la radioprotection des travailleurs, à la sûreté et à la manutention. Les inspecteurs ont jugé suffisantes les actions entreprises par l'exploitant, dans un contexte de fonctionnement non pérenne et servant au retour d'expérience pour améliorer l'enceinte d'enfûtage à moyen terme. L'exploitant a présenté les réflexions sur les modifications envisagées pour améliorer le sas de sortie des fûts de l'enceinte d'enfûtage. Demande B1 : Je vous demande de me tenir informé des actions retenues pour améliorer l'ergonomie et fiabiliser l'enceinte d'enfûtage de W2, puis de l'avancement de la réalisation de celles-ci. ## C. Observations C1 : Maintenance De La Canne D'Introduction De Vapeur Dans Le Four 30 (Usine W2) C1 : Lors de la mise en service de la ligne d'enfûtage, lignée alors sur le four 30 de l'usine W2, l'exploitant a rencontré des difficultés inattendues pour atteindre le haut niveau de qualité de matière, requis par le cahier des charges. Après investigation il s'est avéré que le problème provenait d'une canne d'introduction de vapeur d'eau dans le four 30 probablement obstruée. Pour le bon déroulement de la campagne d'enfûtage, et dans le cadre de l'optimisation des réglages des nouveaux équipements, l'exploitant a ensuite arrêté le four 30 et basculé la ligne d'enfûtage sur le four 40. Dès lors, les hauts niveaux de qualité escomptés ont été atteints rapidement. Parallèlement, l'exploitant a confirmé son diagnostic incriminant la canne d'introduction de vapeur du four 30 et a procédé à son remplacement. Les inspecteurs ont demandé à consulter les justificatifs de vérification du bon montage et de l'étanchéité de la nouvelle canne d'introduction de vapeur dans le four 30. L'exploitant n'a pas pu les fournir dans le délai imparti de l'inspection mais s'est proposé de fournir à l'ASN ces justificatifs par courriel sans délai. Le lendemain de l'inspection, il a effectivement envoyé par courriel les éléments permettant de justifier de la bonne réalisation du montage de la canne, ainsi que le détail des tests garantissant l'étanchéité de l'assemblage. ## C2 : Problème D'Étanchéité Sur La Vis Ns151 Pendant La Campagne Nvh 3 C2 : L'exploitant a présenté en début d'inspection le retour d'expérience de sa première campagne NVH qui a eu lieu en octobre 2021. Les inspecteurs ont notamment demandé à consulter les éléments de traçabilité relatifs à un problème d'étanchéité rencontré le 19 octobre 2021 sur la vis NS151 (élément constituant de la ligne d'arrivée de la matière en amont de l'enceinte d'enfûtage). Ces éléments n'ont pas pu être fournis lors de l'inspection mais ont été transmis par courriel le lendemain. Les inspecteurs jugent ces éléments suffisants pour justifier des actions entreprises par l'exploitant pour retrouver l'étanchéité de la vis NS151. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint à la chef de la division Signé par Eric ZELNIO 4
INSSN-LYO-2022-0443	Lyon, le 2 mai 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-020276 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-2022-0443 du 3 mars 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 a eu lieu le 3 mars 2022 sur la centrale nucléaire du Bugey sur le thème « R.2.2 Conduite normale ». 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 conduite normale et plus particulièrement la gestion des condamnations administratives et la déclinaison des règles d'essais périodiques du chapitre IX des règles générales d'exploitation (RGE) applicables sur les réacteurs à compter de leur 4 ème visite décennale (VD4). Les inspecteurs ont également vérifié le respect de certains engagements pris par EDF à la suite de l'analyse des événements significatifs déclarés et des inspections effectuées par l'ASN sur le thème de la conduite normale. De plus, ils ont contrôlé, sur le terrain, la pose effective de certaines condamnations administratives sur les équipements des réacteurs 2 et 3. Enfin, en marge de l'inspection, les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment réacteur du réacteur 2 afin de constater les dégradations du joint intérieur (côté plan de joint de cuve) du dispositif d'étanchéification « piscine - plan joint de cuve » détectées en début d'arrêt de ce réacteur. Au vu de cet examen, il apparait que la déclinaison des règles d'essais périodiques du chapitre IX des RGE applicables sur les réacteurs à compter de leur VD4 est globalement satisfaisante. Concernant la gestion des condamnations administratives, si la situation est globalement satisfaisante, le cas particulier de la condamnation des vannes repérées LHU 150 et 155 VF sur les groupes électrogènes d'ultime secours à moteur diesel (DUS) devra être clarifié. De plus, les pancartes de condamnation administrative manuscrites actuellement en place sur les installations devront être remplacées par des pancartes rigides conformes à votre référentiel d'exigences. Enfin, s'agissant des dégradations du joint intérieur du dispositif d'étanchéification « piscine - plan joint de cuve » du réacteur 2, les inspecteurs ont pu constater de visu les phénomènes de dégradation du joint dont vous aviez informée l'ASN en début d'arrêt, au démontage de ce joint. Ce phénomène, survenu après un cycle de fonctionnement, interroge sur la qualification de ce joint et sur son aptitude au maintien à sec du puits de cuve en cas d'accident et de fonctionnement prolongé système d'aspersion de l'enceinte. ## A. Demandes D'Actions Correctives Condamnation Administrative Relative À La Disponibilité Du Groupe Électrogène D'Ultime Secours La règle particulière de conduite « condamnations administratives Bugey - VD4 » (RPC CA VD4) référencée D455019000246 indice 0 prévoit notamment, concernant la condamnation administrative (CA) n° 18 relative à la disponibilité du DUS, la condamnation en position ouverte des vannes du circuit d'alimentation en carburant repérées LHU 150 et 155 VF. Elle précise également que la liste des vannes à condamner dans le cadre de cette CA est exhaustive. Or, les inspecteurs ont constaté, dans les consignes locales d'exploitation relatives aux CA des réacteurs de Bugey à l'état VD4, que la liste des vannes à condamner en position ouverte dans le cadre de cette CA (CA « type LHU » sur Bugey) n'inclut pas les vannes repérées LHU 150 et 155 VF. Vos représentants ont indiqué que ces vannes ont été supprimées de la liste des vannes à condamner dans la CA « type LHU » afin d'intégrer la FRDC (fiche de remarque document conduite) n° 5220 qui prend en compte la DED3 (demande d'évolution documentaire) n° 766 qui supprime la pose d'une condamnation administrative sur les vannes repérées LHU 150 VF et LHU 155 VF. La suppression de la pose d'une CA sur ces vannes est motivée par le respect du principe d'exclusion n° 1 du référentiel managérial d'EDF relative aux condamnations administratives (RM CA) référencé D455018002289 indice 0 qui dispose qu'une CA ne doit pas ralentir la lutte contre un incendie. Or, ces deux vannes doivent être fermées rapidement en cas d'incendie dans le hall diesel afin de stopper l'arrivée de fioul dans le local en feu. Toutefois, les consignes locales relatives aux CA des réacteurs de Bugey à l'état VD4 ont été mises à jour sans attendre la mise à jour par les services centraux d'EDF de la RPC CA VD4, ce qui est contraire à votre processus d'intégration du référentiel. Vos représentants ont toutefois présenté aux inspecteurs un courriel du rédacteur de la RPC CA VD4 et de la DED3 n° 766 qui validait la suppression de la CA portant sur les vannes repérées LHU 150 et 155 VF. En outre, dans les locaux du DUS du réacteur 2, les inspecteurs ont constaté l'absence de CA des vannes repérées 2 LHU 150 et 155 VF mais qu'une CA des commandes déportées de ces vannes repérées 2 LHU 150 et 155 CD était en place. De plus, alors que ces commandes déportées étaient condamnées en position ouverte en local, les inspecteurs ont constaté qu'elles n'apparaissaient pas comme condamnées au moyen d'une CA dans le bureau de consignation du réacteur 2. Si la condamnation des commandes déportées des vannes est préférable à celle des vannes elles-mêmes dans la mesure où ces commandes restent accessibles en cas d'incendie, contrairement aux vannes, leur immobilisation au moyen d'une chaîne et d'un cadenas via une CA reste susceptible de ralentir la lutte contre un incendie. Enfin, le RM CA prévoit un cas particulier d'application de son principe d'exclusion n° 1 pour maintenir une CA sur certaines vannes devant être manœuvrées rapidement dans le cadre de la lutte contre l'incendie en autorisant qu'elles ne soient pas immobilisées au moyen d'une chaîne et d'un cadenas, mais d'un dispositif qui se rompe facilement lorsqu'un intervenant en local les manœuvre, et qui garantisse que ces vannes n'ont pas été manœuvrées. Demande A1 : Je vous demande de clarifier les exigences requises concernant la pose d'une CA sur les vannes repérées LHU 150 et 155 VF et leurs commandes déportées repérées LHU 150 et 155 CD. Vous vous positionnerez notamment sur le maintien d'une CA sur les commandes déportées repérées LHU 150 et 155 CD, le cas échéant au moyen d'un dispositif qui se rompe facilement lorsqu'un intervenant en local les manœuvre, et qui garantisse le reste du temps que ces vannes n'ont pas été manœuvrées. Le cas échéant, vous modifierez la RPC CA VD4 référencée D455019000246 et les consignes locales d'exploitation relatives aux CA des réacteurs de Bugey à l'état VD4 en conséquence. ## Signalisation En Local De La Condamnation Des Matériels Impliqués Dans Les Ca Lors de la vérification de la pose effective de certaines CA sur les réacteurs 2 et 3, les inspecteurs ont constaté que des pancartes manuscrites étaient parfois utilisées, par exemple pour la CA de type S sur la vanne repérée 3 RCV 096 VP. Or, la note référencée D5110NT18361 indice 0 de votre référentiel relative à la gestion des CA prévoit explicitement l'utilisation de pancartes rigides spécifiques pour signaler en local la condamnation des matériels impliqués dans les CA. De plus, cette note stipule que les pancartes de CA doivent comporter la mention « condamnation administrative » afin d'avertir les intervenants qu'il s'agit d'une CA. Les inspecteurs ont constaté que la pancarte manuscrite de la CA sur la vanne repérée 3 RCV 096 VP ne comportait pas explicitement cette mention. Les inspecteurs ont également consulté la gamme de l'essai périodique EPC CCA 001, consistant au contrôle trimestriel en local des CA, réalisé dans la nuit du 19 au 20 février 2022 pour les CA de la zone n°6 du réacteur 3. Si la pose des CA contrôlées était conforme, la gamme mentionne la présence de 7 pancartes manuscrites. Demande A2 : Je vous demande de remplacer les pancartes de CA manuscrites par des pancartes conformes aux exigences fixées dans la note référencée D5110NT18361 indice 0. ## Vanne Repérée 2 Lhu 119 Vf Dans les locaux du DUS du réacteur 2, les inspecteurs ont constaté qu'un écrou de la poignée de manœuvrabilité de la vanne repérée 2 LHU 119 VF, faisant l'objet d'une condamnation administrative, était desserré. Demande A3 : Je vous demande de remettre en conformité la poignée de la vanne repérée 2 LHU 119 VF. ## Dégradation Du Joint Intérieur Du Dispositif D'Étanchéification « Piscine - Plan Joint De Cuve » Les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment réacteur (BR) du réacteur 2 où ils ont pu observer les dégradations du joint intérieur du dispositif d'étanchéification « piscine - plan joint de cuve » mises en évidence en début d'arrêt du réacteur. Ces dégradations font l'objet d'un traitement d'écart de conformité en émergence. Des études sont en cours sur l'origine du phénomène observé et sur les actions correctives à mettre en œuvre. En tout état de cause, le joint a été remplacé avant le redémarrage du réacteur. Demande A4 : Je vous demande de poursuivre vos investigations sur l'origine des dégradations constatées sur le joint intérieur du dispositif d'étanchéification « piscine - plan joint de cuve » et de me proposer des actions correctives pour garantir le maintien à sec du puits de cuve lors des situations accidentelles. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Intégration De La Rpc Ca Vd4 Concernant la CA n°07 relative au lignage des réfrigérants du système PTR lors des manutentions de combustible, la RPC CA VD4 référencée D455019000246 indice 0 prévoit, dans sa prescription n° 3.7, de condamner en position ouverte ou fermée certaines vannes tout en précisant que les listes des vannes à condamner sont non exhaustives. Les inspecteurs ont constaté, dans les consignes locales d'exploitation relatives aux CA des réacteurs de Bugey à l'état VD4, que les listes des vannes à condamner dans le cadre de cette CA (CA type MK sur Bugey) sont strictement identiques à celles de la RPC CA VD4. Vos représentants ont indiqué que des échanges ont eu lieu avec vos services centraux avant que la RPC CA VD4 vous soit prescrite. Toutefois, vous n'avez pas été en mesure de présenter aux inspecteurs la traçabilité de ces échanges. Demande B1 : Je vous demande de me préciser les modalités d'intégration de la RPC CA VD4 pour les cas de listes non exhaustives d'organes à condamner. Vous me transmettrez particulièrement les conclusions de l'analyse qui a été menée concernant la CA relative au lignage des réfrigérants du système PTR lors des manutentions de combustible. Evénement significatif pour la sûreté survenu le 9 octobre 2021 sur le réacteur 3 « Configuration du circuit d'eau brute secouru pour le refroidissement des circuits auxiliaires non conforme aux prescriptions » Dans le rapport de l'événement significatif pour la sûreté référencé D5110REESST321037 indice 0, vous vous étiez notamment engagé à mettre en œuvre les actions correctives suivantes : - action corrective n° 3 : clarifier, avant le 15 février 2022, le référentiel pour permettre la fermeture de la banalisation du circuit SEC dans le cadre de la requalification des pompes afin de permettre de vérifier un point de fonctionnement sur la courbe caractéristique ; - action corrective n° 4 : définir les modalités de requalification fonctionnelle d'une pompe du circuit SEC en capitalisant une analyse de suffisance (ADS) avant le 15 mars 2022 ; - action corrective n° 5 : modifier la consigne S SEC avant le 15 mars 2022 pour intégrer les paramètres fonctionnels des pompes du circuit SEC (pressions aspiration et refoulement attendues). Lors de l'inspection du 3 mars 2022, les inspecteurs ont constaté que, conformément à votre engagement, l'analyse sûreté réf RRI/SEC 01 indice 0 du 17 janvier 2022 a été émise pour clarifier le référentiel applicable pour permettre la fermeture de la banalisation du circuit SEC dans le cadre de la requalification des pompes afin de permettre de vérifier un point de fonctionnement sur la courbe caractéristique. Vos représentants ont indiqué que les deux autres actions correctives, dont l'échéance n'était pas échue lors de l'inspection, étaient en cours de finalisation. Demande B2 : Je vous demande de m'informer de la clôture des actions correctives nos 4 et 5 définies dans le rapport d'événement significatif pour la sûreté référencé D5110REESST321037 indice 0. Vous me transmettrez l'ADS définissant les modalités de requalification fonctionnelle d'une pompe du circuit SEC et la consigne « S SEC » modifiée. ## C. Observations C.1 La consigne locale d'exploitation relative aux condamnations administratives du réacteur 3 référencée D5110/CO/CA T3 indice 2 indique qu'il s'agit d'une consigne d'exploitation CPY alors que les réacteurs de la centrale nucléaire du Bugey sont du palier CP0 et non CPY. Cette erreur devra être corrigée lors de la prochaine montée d'indice de la consigne référencée D5110/CO/CA T3. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER
INSSN-LYO-2022-0855	Lyon, le 11/03/2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-012174 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-2022-088 du 04 mars 2022 Thème : « R.5.5 Maintenance - Préparation de l'arrêt pour maintenance 2022 du réacteur 2 » Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ; [2] Dossier de présentation de l'arrêt de tranche 2 référencé D453421054620 du 09/12/2021 ; 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 04 mars 2022 sur la centrale nucléaire du Tricastin sur le thème « Maintenance - Préparation de l'arrêt pour maintenance 2022 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 L'inspection en objet concernait le thème de la maintenance et plus particulièrement le programme de maintenance du réacteur 2 établi pour son prochain arrêt pour maintenance programmée et renouvellement partiel du combustible. Les inspecteurs se sont intéressés au suivi et aux modalités de traitement de points techniques, impactant les équipements importants pour la protection (EIP) des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement [1], dont l'ASN attend le traitement préalablement à la divergence du réacteur 2 à l'issue de ce prochain arrêt. Leur contrôle a porté sur des matériels présentant un enjeu de sûreté dont la disponibilité est conditionnée par des activités qui risquent de ne pas être réalisées pendant l'arrêt du réacteur, soit parce qu'elles ne sont pas identifiées dans le dossier de présentation de l'arrêt (DPA) [2], ou parce que la suffisance ou la complétude des éléments fournis dans le DPA ont interrogé les inspecteurs. Ces matériels peuvent être concernés : − par d'éventuels écarts au référentiel de sûreté identifiés par EDF dans le DPA ; − par de la maintenance programmée ; − par du retour d'expérience issu d'autres réacteurs du parc nucléaire d'EDF ; − par des plans d'action (PA), notamment certains ouverts pendant le cycle en cours précédent l'arrêt du réacteur ou dont la résorption ne serait pas prévue pendant l'arrêt du réacteur 2 ; − par des modifications matérielles ; − par des essais périodiques du chapitre IX des règles générales d'exploitation (RGE). A l'issue de cette inspection, la préparation de l'arrêt du réacteur 2 apparaît globalement satisfaisante. L'inspection a toutefois été l'occasion d'identifier des activités supplémentaires à réaliser qu'il convient de prendre en compte pour la mise à jour du DPA et certaines sur lesquelles l'ASN souhaite être informée au cours de l'arrêt. Enfin, les inspecteurs ont procédé par sondage à un contrôle de terrain des installations ayant fait l'objet d'une action de traitement de l'écart de conformité générique EC 499 tel qu'attendu par la disposition particulière (DP) n° 354 ind. 1. Cet écart, relatif à des défauts de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires électriques qualifiées K3, doit être traité sur au moins une voie électrique avant le 31 mars 2022. Ce contrôle a mis en évidence un manque de rigueur général dans le suivi des actions correctives menées ainsi que dans l'enregistrement des données issues de l'inventaire et des contrôles réalisés dans ce cadre. ## A. Demandes D'Actions Correctives Fuite D'Huile Sur Le Gmpp N°1 A la suite de la fuite d'huile détectée en novembre 2021 sur le moteur 2RCP 001 MO du Groupe MotoPompe Primaire n°1 (GMPP), il a été précisé que la maintenance courante (visite de type 1) serait complétée d'une intervention de dépose du capot moteur suivi d'un diagnostic approfondi afin de déterminer l'origine exacte de la fuite et procéder aux réparations nécessaires. A cet égard, il a été indiqué aux inspecteurs qu'un échange standard du moteur 2RCP 001 MO serait potentiellement réalisé en fonction des résultats du diagnostic et qu'un nouveau moteur devait être réceptionné par le CNPE du Tricastin dans cette éventualité. La décision de remplacement du moteur pourra ainsi être prise pendant l'arrêt. Cette anomalie a par ailleurs fait l'objet de l'ouverture du Plan d'Action ConSTAt (PA CSTA) n° 246465. Demande ICE n° C-1 : Je vous demande de poursuivre les actions nécessaires afin de solder cet écart. A ce titre, je vous demande de m'informer au plus tôt des résultats du diagnostic réalisé en début d'arrêt ainsi que de la solution retenue accompagnée de toutes les justifications nécessaires. ## Ecart De Conformité Ec 499 - Défauts De Fixation Des Torons De Câblage Sur Les Portes Des Armoires De Soustranches Et Application De La Dp 354 Ind 1 Le DPA ind. 0 indique qu'une voie des matériels prioritaires sera contrôlée et sécurisée avant le 31 mars 2022 conformément à la DP354 ind. 1 et que ces actions sont suivies via le PA 238832 pour la partie électrique et le PA 238833 pour la partie automatisme. Il a été indiqué aux inspecteurs que les contrôles de la partie concernée par les automaticiens avait été terminée le matin même de l'inspection, sur les voies A et B. Les inspecteurs ont pu consulter le fichier Excel™ de suivi de l'activité listant les armoires concernées et les résultats des contrôles. Ils ont noté que ce document ne permettait pas d'identifier les armoires nécessitant un remplacement périodique des fixations adhésives. Les inspecteurs ont également procédé lors de la visite terrain à un contrôle par sondage de ces armoires. Il en ressort les écarts suivants entre le fichier Excel de suivi présenté et les constatations des inspecteurs : - 2 LHQ 002 AR et 2 LHP 002 AR : présence de cibles potentielles (disjoncteurs) non identifiées, - 2 ASG 055 CR, présence d'une embase adhésive décollée (et non d'un simple collier de serrage comme mentionné dans le fichier Excel). Il a été indiqué aux inspecteurs que les embases adhésives identifiées lors du contrôle allaient faire l'objet d'un doublage (pose d'une nouvelle embase adhésive) au cours de la semaine 10. Concernant les actions de contrôles dévolues aux électriciens, il a été indiqué que 90 % de l'activité prescrite par la DP 354 ind 1 avait été réalisée et que les correctifs avaient été apportés à l'occasion du contrôle mais uniquement lorsque les embases adhésives étaient constatées comme décollées. Le contrôle par sondage des armoires lors de la visite terrain a révélé les écarts suivant entre le document de suivi des contrôles et les constatations des inspecteurs : - 2 LLI : présence de cibles potentielles (relais temporisé) non identifiées, - 2 LLC : présence d'une embase adhésive historique mais pas de nouvelle embase adhésive collée. présence de cibles potentielles (relais temporisé) non identifiées, - 2 LHA 001 TU : Présence d'une cible potentielle (disjoncteur), - 2 LLD 002 TB : Goulotte collée non identifiée, cible potentielle (disjoncteur) en fond d'armoire. Il ressort de ces contrôles une identification des fixations des torons encore perfectible, la présence de cibles potentielles (indépendamment de la possibilité d'agression) non identifiées et un manque de rigueur dans les relevés de la présence d'embases collées. Par ailleurs il a été rappelé par les inspecteurs que la pose d'une fixation adhésive était rendue nécessaire dès lors qu'une fixation adhésive était identifiée dans l'armoire, que celle-ci soit trouvée décollée ou collée au moment du contrôle conformément aux prescriptions de la DP 354 ind 1. Demande AAT n° C-2 : Je vous demande de vérifier, avant le 31 mars 2022, que les contrôles et actions correctives, prescrits par la DP 354 ind 1 dans le cadre du traitement de l'EC 499, sont réalisés de façon rigoureuse et permettent le suivi périodique de toutes les fixations adhésives présentes dans les armoires et coffrets K3 qualifiés au séisme. ## Pompes 9 Ris 011Po - Réglage De La Température D'Alarme D'Huile Motrice Et Préconisation D'Huile Les inspecteurs ont constaté que la fiche de position EDF/UNIE référencée D455021005727 et relative au réglage de la température d'alarme d'huile motrice et préconisation d'huile pour les pompes volumétriques de test des paliers CPY et 1300 MWe n'avait pas été intégralement prise en compte par le CNPE du Tricastin. En effet, si l'huile de commande a effectivement été modifiée en 2019 selon les préconisations de la note précitée, le réglage du nouveau seuil de température (77 °C en remplacement de la valeur de 70 °C) sur le thermostat 9 RIS079 ST n'a semble-t-il pas été réalisé. Il a été indiqué que le seuil de température était réglé à 80°C et qu'une Modification Temporaire d'Installation (MTI) était posée sur le thermostat 9 RIS 079 ST sans plus de précision. En outre il a été indiqué aux inspecteurs que le réglage du thermostat était à ce jour prévu au plus tard avant le prochain arrêt de la tranche 1 mais qu'il était techniquement possible de le faire pendant l'ASR de la tranche 2. Demande AAT n° C-3 : Je vous demande de vous positionner sur le réglage actuel du thermostat 9 RIS079 ST et de justifier la valeur de réglage différente de celle préconisée par la fiche de position précitée. A défaut, je vous demande de procéder au réglage du thermostat au plus tard sur cet ASR tranche 2. Toute impossibilité technique devra être démontrée de façon précise. ## Utilisation De La Cellule De Ressuage L'ingénieur d'exploitation cœur-combustible (IECC) a précisé aux inspecteurs que le cœur du réacteur 2 était classé propre selon les dernières analyses chimiques. Ainsi, sauf si les résultats des analyses réalisées pendant le transitoire de la mise à l'arrêt à l'ouverture de la cuve démontrent le contraire ou en cas d'indisponibilité ou d'inefficacité du ressuage au mât, il n'est pas prévu l'utilisation de la cellule de ressuage du bâtiment combustible (BK). Demande ICE n° C-4 : Je vous demande de me tenir informé d'une éventuelle décision d'utilisation de la cellule de ressuage du BK. ## Corrosion De L'Alliage M5 Des Assemblages De Combustible L'IECC a précisé la présence d'assemblage combustible (AC) à base d'alliage M5 en tranche 2 mais l'absence d'assemblages dits « hyper sensibles » (issus de la coulée qui avait présenté sur d'autres réacteurs des phénomènes de desquamation importants). Il est ainsi prévu la réalisation systématique d'Inspection TéléVisuelle (ITV) sur tous les AC sortis du cœur. Les résultats de ces mesures seront alors transmis au fournisseur pour analyse complémentaire et feront l'objet d'un retour indiquant les éventuels défauts de corrosion et le grade associé pour chaque AC (5 grades possibles, le 4ème et le 5ème identifiant un phénomène de desquamation de l'alliage M5). Sur la base de cette analyse, les AC identifiés aux grades 4 ou 5 ne seront pas rechargés. Le rechargement éventuel d'AC au grade 3 amènera à mettre en place des mesures compensatoires de restriction de manœuvrabilité sur le cycle suivant. Demande ICE n° C-5 : Je vous demande de me tenir informé des résultats des analyses des phénomènes de corrosion de grade 3 ou supérieur sur les assemblages combustibles qui seront déchargés du réacteur n°2. ## Etat Des Installations Du Système Dvk A l'issue de l'inspection INSSN-2021-LYO-0482 du 1er juillet 2021 une demande de l'ASN avait été émise concernant la remise en état des tuyauteries alimentant en eau glacée les batteries froides repérées 2 DVK 001 et 002 RF (présence de corrosion). Vous avez en réponse engagé des actions sur 52 points de contrôle répartis sur 13 zones. Ces mesures (associée à un brossage pour préparation de surface) s'avèrent conformes sauf pour 5 points qui se révèlent inférieurs à l'épaisseur minimale de fabrication. En raison d'une faible cinétique de corrosion et du classement non EIP de ces équipements vous n'avez pas prévu de suivi spécifique mais une DT spécifiant un contrôle dans 10 cycles sur ces 5 points répartis sur 3 zones. Ainsi vous avez soldé la DT n°1115316 (activité de mesure et état des lieux). A l'occasion de l'inspection du 4 mars 2022 il est apparu qu'il restait des actions prévues de remise en état telles que des remplacements de calorifuges, des remises en peinture et même des zones restant à brosser, ce qui interroge donc quant à l'exhaustivité des contrôles réalisés dans le cadre de la DT ainsi soldée. Vos représentants n'ont pas été en mesure de démontrer l'existence d'une autre DT pour les actions restantes. Demande AAT n° C-6 : Je vous demande de mener à terme l'ensemble des actions engagées pour répondre à la demande A7 de l'inspection INSSN-2021-LYO-0482 du 1er juillet 2021 au plus tard sur l'ASR Tranche 2. Vous justifierez, le cas échéant, les actions qui imposent une échéance plus lointaine. ## Présence De Rondelles Éventail Sur Hydro Réfrigérant (Rcv) Le PA CSTA n° 226861 relatif à la présence de rondelles éventail sur hydro réfrigérant (RCV), tel que mentionné dans le DPA indice 0, mentionne en commentaire « Attente de retour FCC pour clôturer le PA ». Vos représentants ont indiqué que la position des services centraux d'EDF entérinait le maintien en l'état de l'installation et que vous attendiez la transmission d'une fiche de constat caractérisation (FCC) par les services centraux pour clore le PA n°226861. Vous avez évoqué la lenteur du circuit administratif pour seule raison du maintien de ce PA ouvert. Demande AAT n° C-7 : je vous demande de relancer vos services centraux sur ce sujet et d'informer l'ASN dans le cas où leur position aurait évolué. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Sans objet. ## C. Observations Mise À Jour Du Dpa Les inspecteurs ont acté la nécessité que la mise à jour du DPA de l'ASR 2022 tranche 2, telle qu'attendue par l'article 2.2.1 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, devait notamment prendre en compte les éléments d'information suivants : - traitement sur l'arrêt du PA CSTA n° 246465 relatif à la fuite d'huile du GMPP n°1 (cf. demande ICE n°C-1) - traitement de l'EC 584 : contrôle de la voie B pdt l'ASR (cf. demande ICE n°C-2) - absence d'utilisation de la cellule fixe de ressuages des assemblages combustibles (sous réserve cf. demande ICE n°C-3) - absence d'opération de décontamination des circuits RRA et RCV - absence de contrôle au titre de la DT 375 ind 1 - clôture du PA CSTA n°227908 suite au remplacement du thermostat tranche en marche - réalisation d'essais uniquement sur le boremètre RCV 4 ## Ecart De Conformité Ec 584 - Perte De La Qualification K1 Des Boas Électriques « Souriau » Équipés De Connexions De Type 8Na Vos représentants ont indiqué que des actions de traitement de cet écart de conformité (EC) étaient finalement prévues sur cet arrêt et que la version du DPA indice 0 ne mentionnait pas cet EC du fait de son émergence récente. Il est ainsi prévu le contrôle de la conformité du serrage des écrous des capteurs sur la voie B pendant l'arrêt conformément à la DP365 ind 0 que les inspecteurs ont pu consulté. L'éventuelle remise en conformité sera aussi réalisée pendant cet arrêt. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER
INSSN-LYO-2022-0828	Référence courrier : CODEP-DRC-2022-029669 IONISOS 13, chemin du Pontet - ZA du Pontet 69380 Civrieux d'Azergues Lyon, le 12 août 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base - Ionisos - INB 68 Lettre de suite de l'inspection du 3 mars 2022 sur le thème instruction du réexamen périodique de sûreté Numéro de dossier : Inspection n°INSSN-LYO-2022-0828 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] Courrier Ionisos DI/17/061/DAG du 2 novembre 2017 [4] Courrier ASN CODEP-DRC-2019-020863 du 8 juillet 2019 [5] Courrier Ionisos DI/20/02/SN du 13/01/2020 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 3 mars 2022 sur le site de Dagneux (INB 68) de la société IONISOS dans le cadre de l'instruction du réexamen périodique 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 Le rapport de conclusion du réexamen périodique (RCR) de l'INB 68 a été transmis à l'ASN en novembre 2017 [3]. L'ASN a demandé par courrier [4] des compléments, auxquels vous avez répondu par courrier [5]. L'ASN a mené, le 3 mars 2022, une inspection sur le site de Dagneux de la société IONISOS sur le thème instruction du réexamen périodique de sûreté. Cette inspection a été réalisée en salle, puis a fait l'objet d'une visite des installations. Les inspecteurs se sont intéressés à l'organisation mise en place par la société IONISOS pour réaliser et analyser le premier réexamen de l'INB 68, ainsi qu'à ses capacités à suivre et mener à bien, de façon robuste, le plan d'action en ayant découlé. Les inspecteurs ont constaté qu'un travail conséquent avait été effectué au travers du réexamen périodique et des compléments demandés par l'ASN, et qu'il se poursuivait actuellement, notamment pour ce qui concerne les équipements importants pour la protection (EIP) de l'installation. Néanmoins, les inspecteurs ont relevé des lacunes relatives au pilotage et à la traçabilité du processus de suivi du réexamen périodique. ## I. Demandes A Traiter Prioritairement Sans objet. ## Ii. Autres Demandes Suivi Du Réexamen Et De Son Plan D'Action L'article 2.4.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que : I. - L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. Ce système a notamment pour objectif le respect des exigences des lois et règlements, du décret d'autorisation et des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que de la conformité à la politique mentionnée à l'article 2.3.1. II. - Le système de management intégré précise les dispositions mises en œuvre en termes d'organisation et de ressources de tout ordre pour répondre aux objectifs mentionnés au I. Il est fondé sur des documents écrits et couvre l'ensemble des activités mentionnées à l'article 1er.1. Les inspecteurs ont relevé que l'organisation mise en place pour répondre, d'une part, aux sollicitations de l'instruction en cours du rapport de conclusions du réexamen et, d'autre part, à la mise en œuvre du plan d'action que vous avez retenu, n'est pas explicitement définie. Les éléments présentés lors de l'inspection ne permettent pas d'identifier précisément l'organisation mise en œuvre, ni sa robustesse. Il a été fait mention d'un comité de pilotage réglementaire ayant lieu tous les trois mois, mais aucun document descriptif, organisationnel ou compte-rendu n'a été fourni. S'agissant du plan d'action associé au réexamen périodique, l'inspection avait pour objectif de vérifier la pertinence de l'organisation retenue pour élaborer le plan d'action et pour le mettre en œuvre. Il s'avère que l'inspection met en évidence que ce plan présente des faiblesses tant dans son pilotage que dans sa traçabilité. Il n'a ainsi été possible d'obtenir aucun document autoportant lors de l'inspection. Les inspecteurs ont également relevé des décalages d'échéances qui n'ont pas été justifiés ni estimés à partir de critères objectifs. Demande II.1 : En application de l'article 2.4.1 de l'arrêté du 7 février 2012, rédiger puis transmettre à l'ASN une note qui décrit l'organisation précise mise en place pour suivre le réexamen et son plan d'action dans le temps. Ces documents devront préciser les rôles de la direction, du chef d'exploitation, ainsi que celui du comité de pilotage mentionné lors de l'inspection. Demande II.2 : Transmettre semestriellement à l'ASN un plan d'action à jour, avec les actions soldées et les éventuelles nouvelles échéances des actions restantes. Justifier, lors des mises à jour, toute éventuelle modification des échéances. ## [Eip] Casemate - Accès Casemate L'article 2.5.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que : I. ― L'exploitant identifie les éléments importants pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour. II. ― Les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celle-ci est nécessaire. III. ― L'exploitant expose la démarche de qualification dans les dossiers mentionnés aux articles 8, 20, 37 et 43 du décret du 2 novembre 2007 susvisé. Il liste les principales informations relatives à l'obtention effective de cette qualification dans le dossier mentionné à l'article 20 ou 43 du même décret. Il conserve les documents attestant de la qualification des éléments importants pour la protection jusqu'au déclassement de l'installation nucléaire de base. La liste des EIP a été revue lors de la réalisation du réexamen périodique. Les inspecteurs ont interrogé l'exploitant pendant l'inspection à ce sujet, et notamment sur la façon dont les EIP ont été définis, leur mise en œuvre, leur évaluation et leur suivi. L'exemple de l'EIP « casemate - accès casemate » a été examiné. L'exploitant a indiqué que cet EIP avait récemment fait l'objet de modifications d'exigences mais qu'elles n'avaient pas encore été mises en œuvre car le contrôle est annuel et aura lieu entre août et octobre 2022. Demande II.3 : En application de l'article 2.5.1 de l'arrêté du 7 février 2012, transmettre à l'ASN les éléments concernant la mise à jour de l'EIP « casemate - accès casemate » lorsque les contrôles annuels 2022 auront été effectués. * * 4 ## Modes Opératoires Mensuels, Trimestriels, Semestriels Et Annuels Des modes opératoires ont été examinés pendant l'inspection. Ces documents ont fait l'objet de modifications suite aux évolutions faites sur la liste des EIP, et doivent faire l'objet d'échanges entre la direction et les sites d'exploitation pour valider ces modifications. Des réunions ont été annoncées lors de l'inspection, notamment une le 14 mars 2022, pour traiter ce sujet, concernant les modes opératoires mensuels, trimestriels et semestriels. L'objectif annoncé était que ces modes opératoires soient validés pour la fin du premier semestre 2022. Concernant les modes opératoires annuels, une validation est prévue pour la fin d'année 2022. Demande II.4 : Transmettre à l'ASN les informations concernant la validation des modes opératoires mensuels, trimestriels et semestriels dès à présent, notamment les comptes rendus des réunions d'échanges, les éventuelles actions correctives et les délais de mise en œuvre des modes opératoires. Demande II.5 : Préciser les dates prévisionnelles de validation des modes opératoires annuels, et de la même façon, transmettre à l'ASN les informations concernant cette validation. ## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn 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 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, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint à la chef de division de Lyon Signé par Eric ZELNIO
INSSN-OLS-2022-0663	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-013486 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de Dampierre-en-Burly BP 18 45570 OUZOUER-SUR-LOIRE Orléans, le 14 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n° 84 et 85 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0663 du 3 mars 2022 « agressions climatiques - grand froid et foudre » 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 4 octobre 2010 modifié relatif à la prévention des risques accidentels au sein des installations classées pour la protection de l'environnement soumises à autorisation [4] Référentiel managérial « foudre - IEM externes » rattaché au macro-processus MP3 « sûreté » référence D455020000355 ind 0. ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 3 mars 2022 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « agressions climatiques - grand froid et foudre ». 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 3 mars 2022 concernait la prise en compte par le CNPE de Dampierre-enBurly de la thématique « agressions climatiques » et plus particulièrement les agressions « grand froid et foudre ». Les inspecteurs ont tout d'abord contrôlé la déclinaison locale par le CNPE de Dampierre-enBurly des règles fixées par les services centraux d'EDF pour se prémunir des agressions climatiques. Ils ont ensuite contrôlé plus particulièrement l'organisation mise en place pour les thématiques « grand froid » et « foudre ». Au vu de ces contrôles, les inspecteurs ont relevé une organisation satisfaisante du CNPE avec cependant des points d'amélioration à mettre en place concernant notamment le sous-processus « management du risque agressions ». Ils ont également relevé des difficultés dans le recensement exhaustif, par le CNPE, des modifications des infrastructures afin de les prendre en compte dans l'analyse du risque foudre. La tenue du carnet de bord pour le suivi des installations de protection contre les effets de la foudre et l'analyse des rapports de vérification « foudre » de l'organisme compétent doivent être également améliorés. Enfin, les inspecteurs se sont interrogés sur la mise en place par le CNPE de mesures compensatoires suite à la condamnation de deux portes d'accès à la salle des machines. Les inspecteurs ont par ailleurs relevé quelques anomalies sur le terrain. Elles sont décrites dans le présent courrier. ## A. Demandes D'Actions Correctives Rapport de vérification visuelle des installations de protection contre les effets de la foudre L'article 21 de l'arrêté du 4 octobre 2010 en référence [3] dispose notamment que : - « l'état des dispositifs de protection contre la foudre des installations fait l'objet d'une vérification complète tous les deux ans par un organisme compétent ; - les agressions de la foudre sur le site sont enregistrées. En cas de coup de foudre enregistré, une vérification visuelle des dispositifs de protection concernés est réalisée, dans un délai maximum d'un mois, par un organisme compétent. » Les inspecteurs ont contrôlé le rapport de vérification visuelle de l'organisme compétent qui a fait suite à des impacts de foudre sur le CNPE enregistrés le 14 septembre 2021. Cette vérification a eu lieu les 12 et 13 octobre 2021, soit dans le délai réglementaire d'un mois suite aux impacts enregistrés. Dans ce rapport, les inspecteurs ont relevé, pour les bâtiments BAG, huilerie, MOC, locaux chauds, atelier ouest et magasin général, que la mention « AS1 » (avis suspendu) était portée dans les résultats pour les rubriques conducteurs de descente et prise de terre. Cette mention « historique » a été retenue car l'organisme de vérification n'a pas pu mesurer, lors des visites complètes, l'efficacité du raccordement des structures de ces bâtiments au réseau de terre, le ferraillage n'étant pas accessible. Vos représentants ont précisé aux inspecteurs qu'aucune suite n'avait été donnée à ces constats. Ils ont également relevé que les cases dédiées à la vérification complète étaient cochées alors qu'il ne s'agissait que d'une vérification visuelle suite à enregistrement d'impacts de foudre. Demande A1 : je vous demande de mettre en place les mesures correctives nécessaires pour justifier de la conformité de la protection contre les effets de la foudre des bâtiments BAG, huilerie, MOC, locaux chauds, atelier ouest et magasin général. Demande A2 : je vous demande de compléter votre organisation des dispositions qui vous permettront de vous assurer de l'exactitude des informations portées par vos prestataires dans les rapports de contrôles et de vérifications relevant de leur compétence. ## Carnet De Bord L'article 21 de l'arrêté du 4 octobre 2010 en référence [3] dispose notamment que « un carnet de bord est tenu par l'exploitant. Les chapitres qui y figurent sont rédigés lors de l'étude technique ». Le référentiel managérial relatif à la foudre en référence [4] dispose que « le carnet de bord de l'ensemble des protections foudre du CNPE est un document qui rassemble les informations sur l'ensemble des événements survenus dans l'installation de protection foudre (modification, vérification, coup de foudre, opération de maintenance). Il permet de s'assurer du suivi des installations de protection foudre et de la cohérence des dispositions prises, en particulier suite à un impact de foudre ». Les inspecteurs ont consulté le carnet de bord « foudre ». Ils ont relevé qu'il n'existait pas de chapitre dédié à la maintenance des installations de protection contre les effets de la foudre comme demandé dans le référentiel managérial. Demande A3 : je vous demande d'intégrer le chapitre maintenance à votre carnet de bord de suivi des installations de protection contre les effets de la foudre comme demandé dans votre référentiel managérial. ## Imprécisions Documentaires Le I et le II de l'article 2.4.1 de l'arrêté du 7 février 2012 modifié en référence [2] disposent 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. » Les inspecteurs ont noté des difficultés dans le recensement exhaustif par le CNPE des modifications des infrastructures afin de les prendre en compte dans l'analyse du risque foudre. Vos représentants ont indiqué qu'une demande d'intégration dans le processus élémentaire permettant de prendre en compte les modifications des installations a été réalisée, ceci afin de permettre de garantir l'exhaustivité de l'analyse du risque foudre (ARF). Au jour de l'inspection, aucune suite n'avait été donnée à cette demande. Demande A4 : je vous demande de mettre en place une organisation permettant de prendre en compte l'ensemble des modifications des installations susceptibles d'avoir un impact sur les dispositifs de protection contre les effets de la foudre. Les inspecteurs ont relevé lors de l'inspection que la thématique « foudre » n'était pas intégrée à la carte d'identité du sous-processus « agressions climatiques ». Demande A5 : je vous demande d'intégrer la thématique « foudre » dans la carte d'identité du sous-processus « agressions climatiques » ou de justifier la raison pour laquelle cette thématique n'est pas intégrée. Les inspecteurs ont également relevé dans le sous-processus « maîtriser les risques agressions » (document référence D5140MQSP3MRA ind C) que les compétences nécessaires pour les « référents » des domaines notamment « foudre » et « grand froid » n'étaient pas définies et formalisées. En effet, seules les thématiques « explosion », « inondation interne », « source froide », « séisme » et « incendie » sont traitées dans ce sous-processus. Vos représentants ont précisé que dans les faits il y avait des formations internes via notamment le compagnonnage ou les tuilages lors de relèves des postes de référents. Il apparait cependant pertinent de vous assurer de l'adéquation des compétences à acquérir avec le contenu des missions de ces référents. Demande A6 : je vous demande de formaliser la formation des référents pour l'ensemble des domaines relevant des agressions climatiques ou de justifier la raison pour laquelle cette thématique n'est pas intégrée dans le sous-processus. ## B. Demandes De Compléments D'Information Portes D'Accès À La Salle Des Machines. Les inspecteurs ont contrôlé, dans le système de suivi informatique, les indisponibilités des équipements concernés par les mesures de protection contre l'agression climatique « grand froid ». Ils ont relevé que la manœuvre de l'une des portes de grande dimension de la salle des machines (porte 4HMA006PD - chantier ouvert le 1er février 2022) était inopérante suite au dysfonctionnement de son système d'ouverture automatique. Lors de l'inspection sur le terrain, les inspecteurs ont constaté qu'une deuxième porte du même type était également inopérante (porte 1HMA001PD - chantier ouvert le 27 janvier 2022). L'origine du dysfonctionnement est identique pour les deux portes. Vos représentants ont indiqué qu'ils étaient en attente de réception des pièces de rechange et qu'en attendant ces deux portes restaient en position fermée pour préserver les installations du froid. Interrogés par les inspecteurs, vos représentants n'ont pas su dire le jour de l'inspection s'il existait une modification du plan d'intervention visant les accès à la salle des machines par les autres portes disponibles pour les interventions d'urgence. Demande B1 : je vous demande de me préciser les mesures prises, notamment pour l'accès en cas de situation d'urgence, pour compenser le dysfonctionnement durable des deux portes grande dimension de la salle des machines. ## Référentiel Managérial. Dans la demande managériale n° 1 du référentiel managérial « agressions prédictibles et assimilées », les inspecteurs ont relevé « qu'un pilote, chargé de coordonner et gérer les actions de lutte contre l'agression à l'échelle du CNPE, est désigné en cas d'entrée en phase de pré-alerte ». Or, l'organisation prévoit déjà un pilote pour chaque agression pour en assurer notamment la prévention et la lutte. Vos représentants n'avaient pas les éléments au cours de l'inspection permettant de préciser la raison pour laquelle est désigné un pilote lors de l'entrée en phase de pré-alerte. Demande B2 : je vous demande de préciser ce qui est attendu par « désignation d'un pilote en cas d'entrée en phase de pré-alerte pour coordonner et gérer les actions de lutte contre l'agression » alors qu'un pilote semble être déjà désigné pour assurer ces fonctions. ## Suites De L'Inspection Inssn-Ols-2018-0797 Thématique Foudre. Lors de l'inspection INSSN-OLS-2018-0797 du 9 août 2018 ont été évoquées les pointes captrices placées sur les cheminées du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN). Vos représentants ont précisé que ces pointes captrices n'étaient plus valorisées dans l'analyse des risques foudre et que par conséquent elles étaient laissées en place en l'état et ne faisaient plus partie de la liste des équipements à vérifier. Les inspecteurs ont demandé si un suivi de leur tenue mécanique était assuré afin de se prémunir des risques liés à leur éventuelle chute. Vos représentants ont indiqué, qu'à leur connaissance, aucune action en ce sens n'était prévue. Demande B3 : je vous demande de me transmettre les mesures prises ou envisagées pour vous assurer dans le temps de la tenue mécanique de ces pointes captrices. ## C. Observation Contrôle Des Éléments De Visibilité C1. Les inspecteurs ont également réalisé des contrôles documentaires visant les éléments de visibilité faisant suite à l'inspection INSSN-OLS-2018-0797 du 9 août 2018 relative à la thématique « foudre ». Les inspecteurs ont relevé que les actions correctives prises par l'exploitant ont été réalisées. Ces actions visaient : - la transmission à l'ASN de l'Etude Technique Foudre (ETF) et des notices de vérifications associées sur la base de l'ARF établie en décembre 2018 ; - la réalisation d'un contrôle périodique sur les liaisons de mise à la terre des bâches KER-TER-SEK. Les inspecteurs ont relevé que ce contrôle est formalisé dans le document de vérification du prestataire ; - la rédaction d'une fiche de suivi des modifications apportées aux installations afin d'identifier la prise en compte de la problématique « foudre ». Les inspecteurs ont noté que cette fiche avait été élargie à d'autres risques, notamment le risque incendie. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par : Christian RON
INSSN-OLS-2022-0718	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-012723 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de CHINON BP 80 37420 AVOINE Orléans, le 9 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n° 107 et 132 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0718 du 2 mars 2022« Inspection inopinée : « conduite sous risque potentiel de corrosion sous contrainte (CSC) » 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 2 mars 2022 au CNPE de Chinon sur le thème « Inspection suite à évènement : conduite des installations sous risque potentiel de corrosion sous contrainte». 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 2 mars sur le thème « conduite des installations sous risque potentiel de corrosion sous contrainte» » avait pour objectif de contrôler l'organisation en place au sein du CNPE de Chinon pour prendre en compte l'éventuelle existence de corrosion sous contrainte sur les réacteurs 1, 2 et 4 alors que le réacteur 3 faisait l'objet d'un arrêt non programmé pour effectuer des contrôles liés à cette problématique. Ce contrôle, réalisé de manière inopinée, a tout d'abord consisté en une vérification en salle de commande des réacteurs 1 et 2 des paramètres à surveiller, des fiches d'alarmes et consignes à déployer et des spécifications techniques à appliquer au titre des risques de fuites primaires (non collectées comme globales). Des échanges ont également eu lieu avec le chef d'exploitation (CE) et les deux pilotes de tranche de ces deux réacteurs présents en salle de commande, concernant leur connaissance de la corrosion sous contrainte. L'après-midi a été consacré à des échanges techniques avec des chefs de service délégués « conduite », l'ensemblier en charge notamment du suivi du circuit primaire principal ou encore le chef de mission « Projet Maintenance », sur la connaissance du risque de corrosion sous contrainte (CSC). Des contrôles d'essais périodiques, de vérifications de capteurs ainsi que de plans d'actions suite à anomalies ont également fait l'objet d'un contrôle par sondage. Les contrôles effectués ont révélé une connaissance hétérogène de la problématique CSC, le jour de l'inspection, entre les agents en charge du suivi du réacteur 3, directement concerné par les contrôles sur le sujet, et les opérateurs en charge du suivi des réacteurs 1 et 2. Le réacteur 4 n'a pas fait l'objet d'investigation particulière, le combustible de ce dernier ayant été déchargé. L'ASN note cependant que ces mêmes opérateurs sont, pour ceux rencontrés et interrogés sur le sujet, formés aux risques qui peuvent être associés à la corrosion sous contrainte. Cette connaissance différenciée selon les réacteurs peut également s'expliquer par les investigations et échanges techniques récents et encore en cours sur le sujet entre les services centraux de l'ASN (et son appui technique) et d'EDF. L'inspection a permis d'identifier quelques pistes d'amélioration concernant le suivi de certains paramètres, l'étalonnage de capteurs importants pour le suivi des fuites primaires ou l'analyse des activités susceptibles de générer une injection de sécurité intempestive. Ces points ainsi que diverses demandes de compléments d'information font l'objet du présent courrier. ## Liminaire Suite à la découverte, par EDF, de défauts dans des soudures de tuyauteries du système d'injection de sécurité du circuit primaire principal de ses réacteurs les plus puissants (1.450 MW) et récents puis dans des circuits similaires d'un réacteur du pallier 1300 MW, des contrôles étendus ont été engagés sur des réacteurs représentatifs des différents modèles qu'elle exploite afin de compléter sa compréhension du phénomène. Ces réacteurs sont à l'arrêt. Pour le palier 900 MW (CPY), le réacteur 3 de Chinon a été choisi. L'inspection a essentiellement consisté à vérifier la prise en compte, par les salles de commande des réacteurs 1 et 2 de ce site, de la problématique. ## A. Demandes D'Actions Correctives Recherche et limitation des facteurs de charge les plus importants pour des tuyauteries du circuit primaire. Les efforts qui peuvent s'exercer sur une tuyauterie doivent être étudiés afin de s'assurer que le circuit concerné puisse remplir sa fonction en toute circonstance, qu'elle soit normale ou exceptionnelle (séisme, situation incidentelle ou accidentelle notamment). Dans ces conditions, l'état des supportages des canalisations, l'état intérieur et extérieur desdites canalisation, les efforts internes ou externes qui s'exercent sur elles sont analysés. L'utilisation de l'injection de sécurité de manière intempestive (envoi d'eau froide à fort débit sur un circuit primaire chaud) est une des surcharge qu'il faut éviter, notamment lorsqu'un doute peut subsister sur l'état d'une tuyauterie. L'inspection du 2 mars visait notamment à vérifier que le CNPE de Chinon avait effectué une recherche des causes d'injection de sécurité intempestives qui pouvaient survenir sur les réacteurs en puissance afin de définir les éventuelles dispositions organisationnelles à mettre en place pour les éviter, dans l'attente des résultats des contrôles en cours. En cas de mise en œuvre de l'injection de sécurité (IS), qu'elle soit intempestive ou nécessaire, un arrêt automatique du réacteur (AAR) concerné est déclenché. Constatant que depuis plusieurs années, EDF a pris des dispositions pour que les activités de conduite (essentiellement les essais périodiques) susceptibles de générer un AAR fassent l'objet d'une attention particulière, les facteurs générant l'IS et donc l'AAR devraient faire l'objet d'une attention particulière. Pour ce qui concerne les activités de maintenance, les logiques et matrices d'IS pouvant différer de celles des AAR seule une identification spécifique des activités susceptibles de générer une IS intempestive permettra de prendre des dispositions préventives adaptées. Selon les informations collectées le 2 mars seules les activités de maintenance à risque d'AAR font l'objet d'une analyse spécifique. Dans l'attente des résultats des contrôles sur l'état de certaines canalisations du réacteur 3 de Chinon, il semble donc important de s'assurer de l'exhaustivité de l'identification des causes potentielles d'IS intempestives. Vos services centraux ont précisé dernièrement l'ASN qu'une analyse de faisabilité était en cours pour renforcer la prévention des IS inutiles (intempestives) éventuellement en proscrivant les essais ou actions de maintenance sur les capteurs entrant dans l'élaboration des ordres d'IS dans les états chauds. (…). Les résultats de cette analyse, s'ils débouchent sur des prescriptions, figureront dans la Disposition Temporaire qui est attendue. Demande A1 : je vous demande de vous assurer, avec l'appui de vos services centraux, de l'exhaustivité de l'identification sur Chinon des activités (essais périodiques et interventions de maintenance) susceptibles d'être à l'origine d'une mise en œuvre inopinée de l'injection de sécurité cœur chargé. Vous me préciserez les actions engagées en ce sens. Et vous vous assurerez que les cas d'IS intempestives déjà rencontrés sur le parc sont bien identifiés dans la liste ainsi dressée pour votre CNPE. Vous m'informerez enfin, de l'éventuelle déclinaison sur Chinon des conclusions de l'analyse de faisabilité annoncées par vos services centraux. ## Etalonnage Des Capteurs Utilisés Pour Les Bilans De Fuite Primaire Les contrôles des étalonnages et inter comparaisons effectués le 2 mars sur les capteurs RPE 015 MN, RCV 011 et 012 MN, RCP 005, 006 et 013 MP des réacteurs 1, 2 et 3 de Chinon n'ont pas soulevé de remarque, tant concernant le respect des échéances de réalisation de ces contrôles (faits au titre de l'essai périodique référencé EPA RCP 425) que dans le suivi d'éventuelles anomalies (cf. plan d'action n° 00151089 concernant les capteurs 1RCV011 et 012MN). Cette inspection a cependant mis en évidence que le capteur RPE 002 MN (suivi du niveau de RPE 001 BA sur chaque réacteur de Chinon) ne fait plus l'objet d'une maintenance au titre de l'AP913 alors que ce capteur entre dans des calculs de bilan de fuites. Demande A2 : je vous demande de justifier de l'abandon de la maintenance (essentiellement un contrôle d'étalonnage) du capteur RPE 002 MN en place sur les 4 réacteurs de Chinon alors que celui-ci est utilisé pour des bilans de fuite primaire. ## B. Demandes De Compléments D'Information Connaissance De La Problématique Csc En Salle De Commande Des Réacteurs 1 Et 2 Les échanges techniques qui ont eu lieu entre l'ASN et plusieurs opérateurs des salles de commande des réacteurs 1 et 2, ainsi qu'avec le chef d'exploitation de quart, puis avec des chefs de service délégués du service conduite ont révélé une connaissance hétérogène de la problématique « corrosion sous contrainte » et des particularités du réacteur 3 de Chinon sur lequel des contrôles élargis sont en cours pour être représentatifs, selon EDF, du pallier CPY 900 MW. Ainsi, pour certains agents, la fiche de suivi d'indication « parasite » qui amène EDF à poursuivre ses recherches sur le réacteur 3 n'est pas connue alors qu'elle est maîtrisée pour ceux qui ont à travailler sur ce réacteur. Il en est de même pour les démarches nationales en cours, puisque des agents de Chinon participent à la Task force nationale mise en place par EDF sur le sujet alors que d'autres n'ont qu'une idée très générale du problème, connaissance qu'ils ont acquis au titre de leur expérience professionnelle ou de leurs recherches personnelles. Vous avez rappelé que la problématique CSC avait initialement été circonscrite au pallier 1450 (N4) dont les quatre réacteurs ont été arrêtés par EDF avant de nécessiter des investigations sur un réacteur 1300 puis de renforcer les contrôles sur un 900 MW (Chinon B3). Cette itération avait conduit EDF à définir un programme d'action avant de parfaire l'information des équipes de conduite en poste sur les réacteurs a priori non concernés ou du moins ne faisant pas l'objet d'une alerte particulière après relecture des contrôles historiques existants. Si cette situation peut expliquer l'absence d'explications détaillées fournies à l'ensemble des agents de conduite d'un CNPE, elle ne peut pas dédouaner le CNPE de présenter précisément les enjeux d'une éventuelle présence de CSC sur des réacteurs en puissance notamment aux équipes de conduite, qui s'entraînent régulièrement sur différents types d'incidents et d'accidents possibles et doivent donc porter une vigilance particulière à certaines activités et aux bilans de fuite quotidiens. Vous avez également précisé attendre une directive technique (DT annoncée pour fin mars) qui serait susceptible de renforcer le suivi de certains paramètres en salle de commandes. Il semble important d'adapter cet éventuel renforcement du suivi aux premiers résultats des vérifications en cours sur le réacteur B3 de Chinon, et ceci sans attendre la DT annoncée. Demande B1 : je vous demande de me préciser : - quelle sera l'information détaillée fournie aux agents de conduite des réacteurs B1 et B2 (le réacteur B4 étant actuellement déchargé de son combustible) en attendant les premiers résultats des contrôles effectués sur le réacteur B3, - les dispositions réactives qui seront prises auprès des agents de conduite des réacteurs B1 et B2 en fonction de l'avancée desdits contrôles (et de leurs résultats). - comment la DT qui est attendue pour fin mars sera déclinée sur le CNPE de Chinon. ## Organisation Des Tours De Bloc En Salle De Commande Le guide technique de surveillance en salle de commande (référencé. D5170/C12/GTH.07.046 ind3) précise les dispositions à mettre en œuvre pour que les opérateurs effectuent une surveillance efficiente des nombreux paramètres présents en salle de commande. Ce guide présente notamment, en son annexe 1 « tour de bloc » le contrôle technique minimum à réaliser. Ainsi, la pente de suivi du niveau du ballon RCV002BA est identifiée mais c'est le seul paramètre entrant dans un calcul de bilan de fuite qui est surveillé (les niveaux RPE n'étant pas visés par ledit guide). Cette situation peut être incompatible avec un suivi renforcé des bilans de fuites. Demande B2 : je vous demande de me transmettre les éléments de justification qui vous ont permis d'exclure les capteurs RPE 002 et 015 MN du suivi « tour de bloc » présenté dans le guide supra et de me préciser si les éventuelles adaptations sont envisagées de ce guide dans le cadre de la problématique CSC. ## Zones Réparées L'avis technique DI référencé D309522006029 indice A relatif aux contrôles par ultrasons à réaliser sur le réacteur 3 de Chinon précise les dispositions à prendre sur les zones réparées, celles-ci pouvant avoir un impact sur le résultat des contrôles. Lors de l'inspection du 2 mars, vos services ont été interrogés sur l'existence de telles zones mais n'ont pas pu répondre aux interrogations de l'ASN sur le sujet. A toute fin utile, je vous rappelle que l'existence ou non de réparations doit être identifiée au plus tôt afin de garantir le résultat de l'analyse des nouveaux contrôles que vous allez effectuer sur le réacteur 3 de Chinon. Par ailleurs, et selon une inspection menée par l'ASN sur le CNPE de Civaux (INSSN-BDX-20220034), il apparait que les agents en charge des contrôles par ultrasons peuvent avoir des méthodes de contrôle différentes (certains commençant par le contrôle du côté de la soudure situé en amont dans le sens d'écoulement du fluide alors que d'autres commencent systématiquement par le côté de la soudure situé sur le tronçon droit de la tuyauterie. Ce point n'a pas fait l'objet d'un retour d'expérience auprès des agents rencontrés lors de l'inspection. Demande B3 : je vous demande de me transmettre tout élément relatif à : - l'existence ou non de réparations sur (ou à proximité immédiate) les soudures concernées par les contrôles par ultrasons sur le réacteur 3 de chinon, - l'impact ou non du sens de réalisation des contrôles par ultrason optimisés. ## Suivi Des Débits De Fuite Primaire Lors de l'analyse, le 2 mars 2022, de vos enregistrements des bilans de fuites réalisés quotidiennement sur les quatre réacteurs de Chinon, il a été constaté que ces réacteurs étaient affectés de fuites primaires faibles (sensiblement moins de 60 litres par heure en 2022). Dans ces conditions, une variation du débit de fuite pourra rapidement être détectée. Cette détection pourrait être plus difficile à identifier en cas de redémarrage avec des fuites non collectées plus élevées tout en restant inférieures au seuil retenu par les spécifications techniques d'exploitation (STE). Dans cette situation, seul un suivi très rigoureux du réservoir RCV002BA permettrait d'identifier une dégradation du bilan de fuite. Demande B4 : je vous demande de me préciser si des dispositions organisationnelles et de vigilance particulières seraient mises en place en salle de commande en cas de redémarrage d'un réacteur avec un débit de fuite significatif tout en restant inférieur aux seuils STE. ## C. Observations Gammes D'Essais Périodiques Contrôlées C1. Un essai périodique référencé EPC RCP 100 est réalisé quotidiennement afin de déterminer le bilan de fuite des réacteurs. Lors de l'inspection du 2 mars, un contrôle par sondage de cet essai a été effectué pour les réacteurs 1, 2 et 4. Les six gammes contrôlées n'ont pas fait l'objet de remarque de fond comme de forme significative. L'ASN relève cependant que les bilans de fuite quotidiens sont réalisés sur la base de différents paramètres relevés au voltmètre en salle de commande. Ainsi, le niveau du réservoir RCV002 BA est relevé sur la base des indicateur (ID) des capteurs RCV007 et 011 MN ainsi que sur leur moyenne. Le système d'acquisition des données (système KIT) n'est donc pas utilisé pour ce bilan de fuite alors qu'il l'est pour les bilans de fuite à 155 bar en préparation des épreuves hydrauliques du circuit primaire principal (CPP). Il vous revient de vous assurer que cet outil d'acquisition ne pourrait pas être utilisé périodiquement pour effectuer un contrôle croisé des bilans de fuite quotidien. ## Suivi Dans Le Temps Des Bilans De Fuites Du Circuit Primaire C2. Vos services ont pu présenter, lors de l'inspection du 2 mars, les bilans de fuites quotidiens historisés depuis a minima 2013. Le tableau Excel présenté ne formalise cependant pas le suivi de tendance qui pourrait en être fait (par un calcul de pente par exemple). Vous avez cependant pu préciser, par un exemple concret le jour de l'inspection, qu'une éventuelle dérive du bilan de fuite faisait l'objet d'une information réactive et partagée. ## Consignes Temporaires C3. L'inspecteur a relevé, le 2 mars, qu'il n'existait pas de consigne temporaire de conduite relative à une éventuelle surveillance renforcée ou même plus attentive des bilans de fuite, ou des capteurs entrant dans son calcul. Seul le capteur de niveau du ballon RCV 002 BA fait l'objet d'un suivi régulier et d'un affichage permanent en salle de commande. Par ailleurs, la fiche question réponse (FQR) sur les règles générales d'exploitation (référencée D5170/PTD3/FQR028) s'intéresse aux débits de fuite non collectés de 230 l/h et aux débits de fuite globaux de 2300 l/h. Il vous reviendra d'adapter cette FQR au besoin si les consignes de conduites évoluent au titre de la CSC. ## Gestion De La Cartouche 21000 Ppm De Bore C4. Lors de la mise à l'arrêt du réacteur 3 de Chinon, vous avez été amené à vidanger la cartouche 21 000 ppm de bore dans le CPP à une température primaire d'environs 175 °C. Cette action a fait l'objet d'une modification temporaire des STE soumise à simple déclaration à l'ASN avec positionnement de votre instance de contrôle interne. Cette opération a fait l'objet d'échanges techniques entre l'ASN et le CNPE concernant notamment le choix de la température du circuit primaire qu'il est possible de retenir pour procéder à la vidange de ce réservoir. J'ai bien noté que des échanges vont se poursuivre entre vos services centraux et l'ASN sur le sujet. 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-2022-0710	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-013964 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de CHINON BP 80 37420 AVOINE Orléans, le 22 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n° 132 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0710 du 11 mars 2022« Inspection inopinée : « Préparation de chantiers et Radioprotection 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 11 mars 2022 au CNPE de Chinon sur le thème « Préparation de chantiers et Radioprotection 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 11 mars sur le thème « Préparation de chantiers et Radioprotection sur Chinon B3» » avait notamment pour objectif de vérifier les dispositions de radioprotection mises en place sur ce réacteur dans le cadre des opérations de contrôler 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. Ce contrôle, réalisé de manière inopinée, a tout d'abord consisté en une vérification de terrain, dans le bâtiment réacteur, des conditions d'accès, de luminosité … retenues pour la réalisation des 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 contrôles par ultrason des soudures à vérifier. Une ronde rapide de ce bâtiment réacteur a également été menée par l'ASN. L'inspection s'est poursuivie en salle par l'analyse de la surveillance, par la Direction industrielle (DI) d'EDF et par le CNPE, de ces contrôles par ultrasons. Les éventuelles difficultés rencontrées sur les activités déjà réalisées ont également fait l'objet d'investigations. Enfin, les dispositions de radioprotection à mettre en place et identifiées au titre du comité ALARA1(acronyme anglophone de « As Low As Reasonably Achievable ») du 2 mars 2022 ont été confrontées aux dispositions de terrain rencontrées dans le bâtiment réacteur. Les contrôles effectués n'ont pas permis d'identifier de problématique particulière concernant l'accessibilité des soudures à contrôler. Cette accessibilité est en effet comparable à celle rencontrée sur d'autres chantiers du même type sur le circuit primaire principal. L'absence de chantier transverse dans le bâtiment réacteur participe également à la sérénité des intervenants en charge des contrôles par ultrason (ainsi qu'au bon état du bâtiment réacteur). La surveillance en place, tant pour la partie assurée par la DI que celle relevant du CNPE semble adaptée notamment pour ce qui concerne les doubles contrôles effectués en cas de réponse aux ultrasons ou en cas d'absence totale de détection d'indication, semble importante et adaptée. L'ASN note cependant que certains actes de surveillance n'ont pas encore été déployés alors qu'un premier tiers des soudures avait été contrôlé lors de l'inspection. Surtout, les conclusions du comité ALARA et leur application sur le terrain sont apparues perfectibles. Enfin, la recherche fuites dans l'espace annulaire du réacteur B3 a rapidement permis d'identifier plusieurs capteurs concernés devant donc faire l'objet d'interventions pour résorber les micro fuites détectées. ## A. Demandes D'Actions Correctives Comité Alara Le référentiel de radioprotection du parc en exploitation chapitre 5 précise que les interventions sont classées selon différentes catégories d'enjeux dont la plus élevée est dénommée « fort ». Pour cette catégorie l'analyse d'optimisation demandée par ce même référentiel en application de l'article L.1333-2 du code de la santé (pour le principe d'optimisation : selon lequel le niveau de l'exposition des personnes aux rayonnements ionisants résultant d'une de ces activités, (…) doivent être maintenus au niveau le plus faible qu'il est raisonnablement possible d'atteindre, compte tenu de l'état des connaissances techniques, des facteurs économiques et sociétaux…) et des articles R.4451-5 et suivants du code du travail (relatifs notamment aux principes généraux de prévention : conformément aux principes généraux de prévention énoncés à l'article L. 4121-2 du présent code et aux principes généraux de radioprotection des personnes énoncés aux articles L. 1333-2 et L. 1333-3 du code de la santé publique, l'employeur prend des mesures de prévention visant à supprimer ou à réduire au minimum les risques résultant de l'exposition aux rayonnements ionisants, en tenant compte du progrès technique et de la disponibilité de mesures de maîtrise du risque à la source). Dans ce contexte réglementaire, votre note de gestion référencée D5170SPRNGE04018 ind07 précise les missions et fonctionnement du comité ALARA et rappelle les attendus de ce comité concernant notamment l'évaluation dosimétrique optimisée. Les activités de contrôle des soudures du circuit primaire principal sont à enjeux radiologique « fort » selon votre classement (cf. les régimes de travail radiologique [RTR] associés). Un comité ALARA s'est donc tenu le 2 mars 2022 en présence du titulaire de l'activité de contrôle des soudures. L'ASN note que ce comité ALARA n'a pas produit d'évaluation dosimétrique prévisionnelle optimisée (EDPo) alors qu'il s'agit de son objectif principal et que les travaux débutaient le 4 mars selon mes informations. Cette EDPo m'a été présentée le 11 mars 2021 sous la forme d'un « Avenant de comité ALARA » rédigé le 4 mars 2022. Ce document précise, en liminaire, les causes ayant conduit à sa rédaction. Il n'en reste pas moins que l'arrêt du réacteur B3 de Chinon pour effectuer des contrôles comme le retour d'expérience des contrôles déjà effectués sur le parc étaient anticipés et disponibles avant la réunion du comité ALARA du 2 mars 2022. Demande A1 : je vous demande de vous assurer que votre organisation, notamment en terme de délai, vous permet de respecter la réglementation comme vos dispositions internes concernant la définition d'un EDPo en fin de comité ALARA et en tout état de cause avant le début des travaux. ## Vous Me Préciserez Les Actions Engagées En Ce Sens. Ce même comité ALARA n'identifie, concernant les zones d'activité, qu'un seul local en zone « orange » (le local 3R323). Sur le terrain, il n'est pas identifié de point chaud orange ou d'autres zones « orange » pour ce qui a été contrôlé le 11 mars 2022. Seule une partie du local ci-dessus est identifiée et balisée en zone « orange ». D'ailleurs l'inspection a pu être réalisée par l'ASN avec un RTR classique. Il a pourtant été constaté que la Direction industrielle (DI) comme la société en charge des contrôles intervenaient avec un unique RTR zone « orange » et ceci quelle que soit la zone de travail. L'utilisation d'un RTR zone « orange » pour des activités hors zone « orange » n'est pas adaptée à la détection, par les intervenants, d'un défaut d'optimisation et/ou d'un débit de dose excessif au regard des éléments analysés lors du comité ALARA. Si ces RTR zone « orange » utilisés sont liés à la présence de points chauds, ceux-ci doivent être identifiés et le Comité ALARA aurait dû en être formellement informé. Demande A2 : je vous demande d'adapter les RTR utilisés aux enjeux de radioprotection effectivement présents sur les chantiers. Si besoin je vous demande d'informer le comité ALARA des contraintes associées aux chantiers de contrôle de diverses soudures du circuit primaire principal (accès, points chauds…) afin qu'il retienne d'éventuelles dispositions d'optimisation complémentaires. Vous me préciserez les actions engagées en ce sens. Enfin, le comité ALARA identifie, dans les actions d'optimisation à intégrer dans les RTR, un point concernant la vigilance à apporter lors des interventions afin de ne pas générer de dégradation sur le circuit primaire. Lors du contrôle de terrain, il a été constaté qu'un échafaudage supportant notamment des protections biologiques liées à une zone de contrôle de soudures était fixé à un IPN (I à profil normal) utilisé pour la fixation d'un DAD (dispositifs anti-débattements) ou auto-bloquants (DAB) du circuit primaire principal. Ce type de fixation peut donc avoir un impact, en cas de déformation de l'IPN, sur ce circuit. Son impact aurait a minima dû être analysé avant d'utilisé ce point fixe. J'ai bien noté que vous aviez corrigé cette situation de manière réactive. Demande A3 : je vous demande de vous assurer, dans le cadre de la surveillance des activités en cours ou à venir, que les dispositions transverses associées (pose d'échafaudage, organisation d'accès, pose de protections biologiques…) ne sont pas susceptibles d'impacter le circuit primaire et plus largement les EIP. Vous me préciserez les actions engagées en ce sens. ## Micro Fuites Et Traces De Bore Lors du contrôle de terrain il a été constaté diverses micros fuites sur, notamment, des capteurs RCV se trouvant dans l'espace annulaire du bâtiment du réacteur B3. Ces micros fuites devront être reprises avant le redémarrage de ce réacteur. Parallèlement, une concrétion importante de bore a été relevée sur une tuyauterie semblant provenir de la piscine du réacteur sans que le CNPE ne soit à même de préciser, lors de l'inspection, sa fonction ; la collecte d'un drain placé entre le génie civil et le liner de la piscine a été cependant envisagée par vos services. Demande A4 : je vous demande : - de corriger les micros fuites détectées par sondage par l'ASN complétées de celles que vous pourrez détecter lors de vos contrôles complémentaires, - de rechercher l'origine de la concrétion de bore relevée dans l'espace annulaire (circuit concerné, origine). Vous me transmettrez les conclusions de vos investigations ainsi que les actions correctives à engager. ## B. Demandes De Compléments D'Information Fiches de non-conformité (FNC) renseignées lors des contrôles des soudures Lors de l'inspection du 11 mars, la DI d'EDF a signalé à l'ASN la rédaction d'une FNC par l'intervenant en charge de la réalisation des contrôles des soudures. Cette première FNC n'était pas disponible ce jour-là. Demande B1 : je vous demande de me transmettre, dès que possible, la FNC supra, comme toutes celles qui pourront être ouvertes sur l'activité de contrôle des soudures en cours. ## Surveillance Réalisée Par La Di D'Edf Et Par Le Cnpe Les intervenants rencontrés le 11 mars 2022 ont pu préciser les dispositions de surveillances prévues sur le chantier de contrôle par ultrasons de certaines soudures du circuit primaire principal. Si la surveillance de la DI apparait significative concernant cette activité lorsqu'aucun écart n'est détecté sur une ligne ou lorsqu'une anomalie est identifiée, certains gestes de surveillance n'ont toujours pas été mis en œuvre alors qu'un tiers des contrôles a déjà eu lieu (surveillance « par-dessus l'épaule » et surveillance « de phase de chantier »). Vous avez précisé ne pas avoir d'objectif chiffré ambitieux pour ces deux actes de surveillance particuliers (un seul contrôle) ce qui semble peu pour juger du geste technique de votre prestataire et de son sous-traitant. Demande B2 : je vous demande de me transmettre la justification de la presqu'absence de surveillance « par-dessus l'épaule » et « de phase de chantier » sur cette activité alors que la DI dispose de plusieurs agents certifiés COFREND susceptibles d'effectuer cette surveillance. Demande B3 : Je vous demande par ailleurs de me transmettre les fiches de surveillance déjà renseignées à la date de l'inspection (11 mars 2022). ## C. Observations Contrôles Transverses Réalisés C1. L'inspection du 11 mars 2022 a été l'occasion pour l'ASN de vérifier, par sondage, la présence effective d'agents de surveillance en zone lors de la réalisation des activités ainsi que la qualification d'agents de la DI susceptibles d'effectuer des contrôles de vérification des soudures. Ces investigations n'ont pas mis en évidence d'écart. C2. Lors de l'entrée et de la sortie de zone contrôlée, une vérification par sondage a été effectuée par l'ASN concernant la périodicité de vérification de divers matériels de contrôle (MIP10 n°1502, sonde 7311, 0KZC084LA, CPO 110808, 8KZC003AR). Aucune anomalie n'a été relevée lors de ce contrôle. C3. L'analyse des dangers fournie par le prestataire en charge des contrôles des soudures, référencée 22H030 indice 0 a été vérifiée lors de l'inspection. Ce contrôle a permis de mettre en évidence l'aspect très générique de ce document sans doute utilisé pour tout type d'intervention de ce prestataire. L'ASN vous rappelle qu'il vous revient de vous assurer de la pertinence des documents utilisés sur chantier, a minima en amont de l'intervention pour les entreprises intervenant en cas 1. C4. L'inspection a été l'occasion de rappeler les règles applicables concernant les informations à préciser dans les RTR, dès que les actions de radioprotection qui y sont retenues sont effectivement mises en œuvre. C5. Lors du contrôle de terrain, il a été constaté l'absence d'éclairage fixe sur un des lieux de contrôle d'une soudure. La vérification de la soudure concernée était finalisée le 11 mars 2022. Il vous revient de vous assurer, auprès du prestataire en charge dudit contrôle, que la luminosité était suffisante pour une interprétation correcte de ses mesures lorsque celles-ci ont été réalisées. C6. La surveillance des activités de contrôle des soudures organisée par le CNPE ne concerne pas le geste technique, qui relève de la surveillance exercée par la DI, du prestataire en charge desdits contrôles mais toutes les activités transverses associées. le premier bilan de cette surveillance n'a pas pu être contrôlé lors de l'inspection, l'outil informatique utilisé pour enregistrer les actions de surveillance n'ayant pas fait l'objet d'un déversement dans l'outil de suivi global de la surveillance. Il semble important d'adapter le rythme de l'analyse des actions de surveillance, donc leur déversement dans votre système d'archivage, à un rythme adapté aux enjeux associés à l'activité de vérification des soudures du circuit primaire principal. ## Réparation Des Tuyauteries Concernées Par Les Contrôles C7. Lors de la précédente inspection du 2 mars 2022 concernant la corrosion sous contrainte, l'ASN a attiré votre attention sur la nécessité d'avoir connaissance des réparations susceptibles d'affecter les canalisations faisant l'objet d'un contrôle. Le 11 mars, ces éléments d'information n'étaient toujours pas disponibles. J'attire votre attention sur l'importance de disposer de ces informations pour exploiter correctement les contrôles effectués. 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 : Arthur NEVEU
INSSN-OLS-2022-0671	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-017254 Monsieur le Directeur du Centre nucléaire de Production d'Electricité de Saint-Laurent-DesEaux CS 60042 41220 SAINT-LAURENT-NOUAN Orléans, le 05 Avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux - INB n° 100 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0671 du 10 mars 2022 « Management de la sûreté - Post-Fukushima » Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Décision ASN n° 2012-DC-0291 du 26 juin 2012 fixant des prescriptions complémentaires au CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux au vu des conclusions des évaluations complémentaires de sûreté réalisées à la suite de l'accident de Fukushima ## 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 10 mars 2022 au CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux sur le thème « Management de la sûreté - PostFukushima ». Le CNPE a ensuite apporté des éléments complémentaires jusqu'au 18 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 L'inspection en objet concernait le thème « Management de la sûreté - Post-Fukushima ». Les inspecteurs ont effectué un contrôle par sondage de différents documents permettant de répondre aux prescriptions techniques de la décision ASN n° 2012-DC-0291 du 26 juin 2012 fixant des prescriptions au CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux au vu des conclusions des évaluations complémentaires de sûreté réalisées à la suite de l'accident de Fukushima. Ils ont ainsi contrôlé des gammes d'essai des moyens mobiles de production d'air (compresseurs 0SAP004CO et 0SAP005CO) et de pompage (0ASG701PO et 0ASG702PO), de la source d'eau ultime, du système d'injection d'eau borée dans le cœur du réacteur en cas de perte totale d'alimentation électrique sur le site lorsque le primaire est ouvert et des batteries de secours et ont examiné le traitement des anomalies en lien avec les matériels locaux de crise post-Fukushima. Sur le terrain ils se sont assurés de la présence et du bon état apparent de différents matériels en lien avec les prescriptions techniques post-Fukushima, notamment des moyens mobiles de production d'air et de pompage, de la source d'eau ultime, du système d'injection d'eau borée dans le primaire, du système de mise en position sure d'un assemblage combustible en cours de manutention et du dispositif ultime de télécommunication par satellite. Au vu de cet examen par sondage, il ressort que la majorité des gammes d'essai examinées était conforme. L'une d'entre-elles, relative à un compresseur mobile, présentait toutefois une pression de refoulement inférieure à la pression requise, sans que cette situation n'ait été détectée par les différents niveaux de contrôle du CNPE. Les inspecteurs sont également en attente d'éléments permettant de justifier le respect de la périodicité des essais de mise en service des compresseurs mobiles. Sur le terrain, la majorité des matériels contrôlés était présente et en bon état apparent. Les inspecteurs ont d'ailleurs relevé que les moyens mobiles de production d'air et de pompage, avec l'ensemble des accessoires nécessaires à leur mise en œuvre hors zone contrôlée étaient regroupés dans un conteneur. Cette configuration semble être une bonne pratique, permettant un gain de temps et une facilité de mise en œuvre. Les inspecteurs ont également remarqué que le CNPE allait au-delà de l'attendu pour le système d'injection d'eau borée dans le primaire, avec la présence de deux pompes pour une seule requise. Ils ont toutefois constaté que certains outillages nécessaires à la mise en position sure d'un assemblage combustible en cours de manutention au niveau de la piscine du bâtiment combustible étaient manquants et d'autres ne fonctionnaient pas. ## A. Demandes D'Actions Correctives Mise En Position Sure D'Un Assemblage Combustible En réponse à la prescription technique [INB100-31][ECS-23] de la décision [2] relative à la mise en position sure d'un assemblage combustible en cours de manutention en cas de perte totale des alimentations électriques, EDF a intégré la modification PNPP1549 qui consiste à mettre en place des treuils électriques avec coffret d'alimentation sur batterie, des éclairages de secours et un ensemble de petits outillages. Les inspecteurs ont contrôlé la présence des outillages requis au niveau de la piscine et du pont passerelle du bâtiment combustible. Il s'avère que certains matériels étaient absents, notamment les outils nécessaires au déverrouillage des commandes du pont passerelle, deux treuils électriques et quatre batteries ; d'autres matériels étaient hors service, en particulier certains moyens d'éclairage. Demande A1 : je vous demande de respecter la prescription technique [INB100-31][ECS-23] de la décision [2] relative à la mise en position sure d'un assemblage combustible en cours de manutention en cas de perte totale des alimentations électriques, en mettant en place du matériel fonctionnel tel que prévu par la modification PNPP1549. Vous me préciserez les essais et opérations de maintenance préventives (nature, périodicité et critères) réalisés sur ces matériels ainsi que les résultats des derniers essais réalisés. ## Matériels Locaux De Crise L'article 2.4.1 de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base précise que « L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement 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 ». La directive 115 ind.2 relative à la gestion des matériels locaux de crise (MLC) est un document national faisant partie du système de management intégré. Elle permet de répondre en partie aux prescriptions techniques [INB100-35][ECS-1]-IV et [INB100-35][ECS-32] de la décision [2], relatives à l'ajout de moyens mobiles de production d'air et de pompage. La directive 115 précise notamment pour chaque MLC la maintenance et les essais à réaliser avec les critères d'acceptabilité et la périodicité associés. Les inspecteurs ont examiné une dizaine de gammes d'essais sur ces matériels. Ces essais étaient tous conformes à l'attendu à l'exception d'un. Il s'agit de l'essai permettant de contrôler les caractéristiques des compresseurs mobiles qui doit être réalisé tous les 5 ans et dont les critères associés sont un débit de 24 m³/h et une pression de 7 bars. La gamme d'essai relative au contrôle des caractéristiques du compresseur mobile 0SAP005CO réalisé le 24 septembre 2019 indique une pression de refoulement de 6,5 bars pour un requis à 7 bars et conclut à un essai conforme. Cette anomalie ne semble pas avoir été relevée par les différents niveaux de contrôle. Demande A2 : je vous demande : - de respecter les dispositions de la directive 115 pour le compresseur 0SAP005CO ; - de vous positionner sur la disponibilité du compresseur 0SAP005CO alors qu'un des critères d'essai n'est pas respecté ; - d'analyser la défaillance des différents niveaux de contrôle de cet essai. ## B. Demandes De Compléments D'Information Matériels Locaux De Crise La note technique locale référencé NT 3733 ind.24 relative la gestion des MLC, décline la directive 115 et précise notamment la liste des MLC ainsi que la maintenance et les essais à réaliser avec la périodicité associée. Cette note demande notamment la réalisation d'un essai de mise en service des compresseurs mobiles 0SAP004CO et 0SAP005CO tous les six mois. En amont de l'inspection, les inspecteurs avaient demandé à disposer des dernières gammes d'essai de mise en service de ces compresseurs. Les gammes fournies dataient du 15 juillet 2021 pour le compresseur 0SAP004CO et du 24 septembre 2019 pour le compresseur 0SAP005CO. Si ces gammes ne présentaient pas d'anomalie relevée lors de ces essais, elles ne permettent pas de justifier le respect de la périodicité de l'essai de mise en service. Postérieurement à l'inspection, le CNPE a indiqué qu'un essai avait été réalisé sur le compresseur 0SAP005CO en date du 25 janvier 2022. Les inspecteurs s'interrogent sur le respect de la périodicité des essais de mise en service des deux compresseurs mobiles et souhaitent vérifier le respect des critères associés lors des derniers essais. Demande B1 : je vous demande de me transmettre les dernières gammes d'essai de mise en service des compresseurs mobiles 0SAP004CO et 0SAP005CO permettant de justifier le respect de la périodicité et des critères associés. ## Source D'Eau Ultime Les inspecteurs ont examinés la procédure d'exécution et d'essai de la modification liée à la mise en place d'une source d'eau ultime. Cette procédure permet de valider différents critères liés à une modification. Elle mentionne clairement en son § 9.1.6, relatif aux vérifications complémentaires des MLC en zone contrôlée, la nécessité de disposer de deux convergents DN110/DN70, par tranche, dont a minima un doit se trouver en zone contrôlée. Les inspecteurs ont pu vérifier la présence de deux convergents par tranche au niveau de la tente MLC, même si un seul est présent par conteneur contenant les pompes 0ASG701PO et 0ASG702PO. En revanche aucun convergent ne se trouvait en zone contrôlée au jour de l'inspection contrairement à ce qu'exige la procédure d'exécution et d'essai. Demande B2 : je vous demande de m'apporter les éléments nécessaires pour justifier de la conformité de la situation actuelle de la modification liée à la source d'eau ultime. En fonction des éléments transmis, l'annexe 21 de la NT 3733 pourra nécessiter une mise à jour. ## C. Observations Matériels Locaux De Crise C1 : Le CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux a fait le choix de regrouper les compresseurs mobiles SAR et les pompes mobiles d'appoint ASG ou piscine BK, avec l'ensemble des équipements nécessaires à leur mise en œuvre (tuyauteries, raccords…), dans des conteneurs dédiés. Cette disposition semble être une bonne pratique dans la mesure où elle facilite leur mise en œuvre et permet un gain de temps sans que les intervenants en charge de leur mise en œuvre n'aient à se préoccuper de la présence de l'ensemble des matériels à déployer. Ce choix impose cependant une grande rigueur dans le contrôle de complétude. ## Pompes Mobiles D'Appoint Asg Ou Piscine Bk C2 : L'examen par sondage de différentes gammes d'essai relatives aux pompes mobiles d'appoint en eau de la bâche ASG ou de la piscine BK, n'a pas révélé d'écart. ## Source D'Eau Ultime C3 : Pour répondre à la prescription [INB100-25][ECS-16]-I de la décision [2], le CNPE de SaintLaurent-des-Eaux a installé deux bâches souples d'environ 800 m³ d'eau chacune dans l'attente de la réalisation de forages. L'examen du PV de transfert, 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 notent tout de même que le recours à ces réserves d'eau nécessite le déploiement d'un linéaire de tuyauterie important que le CNPE semble toutefois en mesure de réaliser. Les inspecteurs ont également 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. ## Injection D'Eau Borée Dans Le Cœur C4 : Pour répondre à la prescription [INB100-25][ECS-16]-II de la décision [2], le CNPE de SaintLaurent-des-Eaux s'est équipé de deux motopompes d'appoint au primaire. L'examen par sondage de gammes d'essai relatives à ces pompes n'a pas révélé d'écart. Les inspecteurs ont noté que le CNPE va au-delà de l'attendu puisqu'il possède deux pompes alors que la directive 115 n'en prescrit qu'une seule. Toutefois, l'ensemble du dispositif n'est pas présent en double puisqu'une seule caisse contenant l'outillage nécessaire associé est présente pour les deux réacteurs. De plus, les inspecteurs ont relevé la présence d'éléments de boulonneries posés sur la pompe présente dans le bâtiment combustible du réacteur n°1 et s'interrogent sur sa disponibilité. Ils ont également constaté que la caisse d'outillages n'était ni verrouillée, ni rangée. Bien qu'il n'existe pas de requis sur ces deux points concernant la caisse d'outillage, il est de la responsabilité de l'exploitant de s'assurer de la disponibilité du matériel constituant le dispositif d'injection d'eau borée dans le primaire. ## Autonomie Des Batteries C5 : L'examen des gammes d'essai de décharge des batteries 1LDA001BT et 2LAA001BT des 11 août 2021 et 28 mars 2021 respectivement n'a pas révélé d'écart. 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-2022-0859	Lyon, le 25/03/2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-015046 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-2022-0859 du 9 mars 2022 Thème : « Transfert non maitrisé d'effluents vers le système SEO» Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB [3] Décision n° 2017-DC-0616 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection réactive a eu lieu le 9 mars 2022 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse sur le thème « Transfert non maîtrisé d'effluents vers le système SEO ». 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 réactive de l'ASN du 9 mars 2022 a été menée à la suite de l'information transmise le 4 mars 2022 par EDF, exploitant la centrale nucléaire de Cruas-Meysse, relative à un transfert d'effluents radioactifs potentiellement contaminés, issus du radier du réacteur 4, vers le système des égouts et eaux perdues (SEO). L'inspection avait pour objectifs de vérifier la pertinence et la suffisance des actions immédiates mises en œuvre par EDF afin de rétablir une situation conforme et de contrôler le respect des dispositions réglementaires relatives à la prévention des pollutions et des nuisances. L'examen des inspecteurs a porté d'une part, sur les causes présumées de cet événement et d'autre part, sur les premières dispositions prises par EDF en vue d'en limiter les conséquences. Une visite de terrain dans la zone concernée et sous le radier a été réalisée. Au vu de cet examen, il apparaît que les dispositions provisoires immédiatement mises en œuvre par l'exploitant pour prévenir le renouvellement de la situation signalée le 4 mars 2022 sont satisfaisantes. Les inspecteurs ont constaté que l'événement a été ponctuel et sans conséquences sur les personnes ou l'environnement. Il trouve son origine dans la réalisation de travaux de dévoiements des tuyauteries du circuit de contrôle et de rejet des effluents liquides de l'îlot nucléaire (KER), dans le cadre des travaux préalables à la modification appelée « PNPP 1907 PTR bis ». A l'issue de l'inspection réactive, EDF a déclaré à l'ASN un évènement significatif pour la sûreté en raison des défauts d'organisation ayant conduit à intervenir sur l'installation avec une analyse insuffisante de l'impact des modifications prévues. EDF devra analyser cet événement sous deux mois et mettre en place des actions correctives pour prévenir son renouvellement. Elle devra notamment procéder, dans les meilleurs délais, à la modification des tuyauteries dévoyées pour rétablir une situation conforme et d'autre part, renforcer le processus de modification des installations. ## A. Demandes D'Actions Correctives Déploiement De La Modification Pnpp 1907 Ptr Bis Les inspecteurs ont consulté le dossier d'analyse préalable à la modification intitulée « PNPP 1907 PTR Bis » permettant le dévoiement des « interférents » et ont constaté que le dossier n'avait pas été rédigé, ni validé, avec le formalisme et les garanties attendues en terme d'assurance de la qualité concernant des équipements importants pour la sûreté (EIP). Les inspecteurs ont également relevé que le processus de déploiement de cette modification ne respectait pas non plus les exigences de la décision de l'ASN citée en référence [3]. Demande A1 : Je vous demande d'analyser, dans le cadre du compte rendu de l'évènement significatif pour la sûreté que vous établirez sous deux mois, les dysfonctionnements ayant conduit à ne pas respecter votre processus d'identification des travaux et des modifications ainsi que les exigences de la décision citée en référence [3] et de mettre en œuvre les actions correctives adaptées. ## Remise En Conformité Des Tuyauteries Dévoyées Lors de la visite terrain, les inspecteurs se sont rendus au niveau des radiers des réacteurs 2 et 4 pour vérifier les modifications réalisées ayant conduit à évacuer les effluents issus du radier du réacteur 4 vers le réseau SEO et les actions correctives mises en œuvre depuis. Ils ont notamment pu vérifier la mise en place de la condamnation de la vanne repérée 4SEO 328 VE impliquée dans l'événement. Dans le cadre des travaux de dévoiement, les inspecteurs ont constaté que : - les effluents issus du radier du réacteur 4 étaient directement envoyés vers le regard repéré 4 SEO RT 493 ; - les tuyauteries des réacteurs 1, 2 et 3 avaient bien été obstruées. Demande A2 : Je vous demande d'étudier et de mettre en œuvre une solution pérenne pour intégrer la modification « PNPP 1907 PTR Bis » tout en rétablissant la conformité des réseaux de collecte des effluents de l'ilot nucléaire. ## Entretien De La Manchette Souple Lors de la visite terrain, les inspecteurs se sont rendus au niveau de la tuyauterie KER du réacteur 4 ayant fait l'objet du dévoiement vers SEO. Ils ont constaté la présence d'une portion de canalisation faisant l'objet d'un lignage réalisé par une manchette souple. Les inspecteurs ont interrogé vos représentants au sujet de la procédure de mise en place de la manchette et de son entretien. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que cette manchette est mise en place sur demande, avant les opérations de pompage des radiers. Cependant, au cours de visites de terrain réalisées dans le cadre de plusieurs autres inspections, les inspecteurs ont constaté que cette manchette souple était en place, y compris en dehors d'opérations de pompage. Il a finalement été indiqué aux inspecteurs que cette manchette n'est pas systématiquement démontée et rangée après chaque utilisation. Demande A3 : Je vous demande de mettre en place des dispositions, sous assurance de la qualité, relatives à la mise en place et à la dépose de cette manchette souple. Vous veillerez à ce que ces dispositions prévoient un contrôle technique de pose et de dépose. Demande A4 : Je vous demande de mettre en place des dispositions d'entretien et de contrôle du bon état de cette manchette souple. Vous identifierez et préciserez les conditions d'entreposage de cette manchette entre deux utilisations. ## Détection De La Présence Ponctuelle De Tritium Sous Le Radier Du Réacteur 4 Lors de l'inspection, les inspecteurs ont relevé que des demandes de pompage des eaux situées sous le radier du réacteur 4 étaient effectuées régulièrement. En contrôlant les analyses des prélèvements réalisés dans ces eaux, les inspecteurs ont noté que les prélèvements réalisées en 2019 et 2021 indiquaient la présence de tritium, à une concentration maximale de 340 Bq/l. Ces effluents ont bien été traités via le réseau KER. Toutefois, vos représentants n'ont pas su expliciter aux inspecteurs la provenance de ce tritium sous le radier du réacteur 4. Demande A5 : Je vous demande d'expliciter les causes de la présence ponctuelle de tritium sous le radier du réacteur 4 en 2019 et 2021 et de mettre en œuvre les actions appropriées pour éviter son renouvellement. B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES Sans objet. ## C. Observations J'ai pris note des éléments transmis dans le cadre de la déclaration de l'évènement significatif pour la sureté, déclaré à l'ASN le 14 mars 2022, portant sur l'impact non significatif du rejet vers le réseau SEO, qui a duré 5 minutes, le 1er mars 2022, en tenant compte du niveau de contamination en tritium des effluents (32 Bq/l). J'ai pris note de la réalisation prévue, en 2022, d'une expertise des appuis parasismiques, dans le cadre du contrôle du programme de maintenance périodique de ces appuis. ## 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-2022-0605	Référence courrier : CODEP-MRS-2022-013289 Monsieur le directeur du CEA CADARACHE 13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE Marseille, le 22 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Surveillance des intervenants extérieurs N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection noINSSN-MRS-2022-0605 du 09/03/2022 à CEDRA (INB 164) Références : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [2] Règles générales d'exploitation INB 164 - Chapitre 2 - Organisation de l'Exploitant [3] Courrier DG/CEACAD/CSN DO 2022-104 du 8 février 2022 [4] Courrier CODEP-MRS-2019-019888 du 15 mai 2019 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 164 a eu lieu le 9 mars 2022 sur le thème « surveillance des intervenants extérieurs ». Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection de l'INB 164 du 09/03/2022 portait sur le thème « surveillance des intervenants extérieurs». Les inspecteurs ont examiné les procédures relatives à la maitrise et à la surveillance des intervenants extérieurs. Le plan de surveillance de l'intervenant extérieur principal (IEP) et des enregistrements associés ont été vérifiés par sondage. La remontée des écarts par l'IEP a été vérifiée par sondage. Les inspecteurs ont également consulté des fiches d'événement et d'amélioration (FEA). Les inspecteurs ont visité les deux halls FI et le hall MI. Les inspecteurs ont noté favorablement le maintien dans le temps de la bonne tenue de l'installation. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que la surveillance des intervenants extérieurs est globalement satisfaisante. En effet, la traçabilité des actions de surveillance est assurée de manière satisfaisante. Le plan de surveillance de l'IEP et sa mise en œuvre ont progressé depuis l'inspection du 25 avril 2019 [4]. L'exploitant a de plus, de manière réactive, mis en place des actions de surveillance renforcée à la suite d'un événement significatif et des surveillances de prestations de maintenance, qui ne sont pas encore intégrées à un plan de surveillance. Une action corrective est attendue concernant l'analyse d'un écart concernant le château MI 16T. Des compléments sont également attendus concernant l'intégration des surveillances relatives à la maintenance dans des plans de surveillance et concernant le bilan de la surveillance. ## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Écarts L'exploitant a mis en place des surveillances renforcées à la suite de la chute d'un colis en 2021. Les inspecteurs ont consulté le PV de surveillance renforcée du 08/11/2021 relatif à la manutention du colis C 171 586 par le château MI 16 tonnes. Celui-ci mentionne, lors d'une phase de remontée d'un colis dans le château, une augmentation anormale de la masse soulevée par le château atteignant 2,5 tonnes au lieu de 1,3 tonnes. Cette augmentation est la conséquence de l'accroche de deux languettes de centrage de la ventouse lors de leur rentrée dans le château. L'exploitant a présenté le compte rendu d'intervention de maintenance corrective sur le château indiquant que les déformations des deux languettes ont été reprises. Cependant, l'exploitant n'a pas procédé à l'analyse de l'écart. A1. Je vous demande, conformément à l'article 2.6.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [1] de procéder à l'examen de cet écart. Vous me transmettrez les documents traçant l'analyse de cet écart. Vous préciserez les raisons pour lesquelles cet écart n'a pas été examiné. ## B. Compléments D'Information Analyse De L'Origine Et Traitement Des Déformations Et Des Traces De Corrosion Présentes Sur Le Colis C106657 Les inspecteurs ont constaté lors de la visite que le colis C106657 présente des déformations ponctuelles notables sur la virole ainsi que des traces de corrosion. Ces défauts ont déjà été identifiés par l'exploitant, le colis fait l'objet d'une surveillance hebdomadaire. Une fiche d'événement et d'amélioration (FEA) n°2021-FEA-1044 a été ouverte afin de tracer la gestion de l'écart. B1. Je vous demande de me transmettre la FEA lorsque celle-ci sera soldée. Des expertises sont attendues pour déterminer l'origine de la corrosion et des déformations du colis. Plan de surveillance des intervenants extérieurs réalisant des contrôles et essais périodiques et des maintenances L'exploitant réalise des actions de surveillance de prestations de maintenance réalisées par des IE sous la forme de Visites Prestataires Maintenance (VPM) ce qui permet de vérifier sur le terrain que les exigences définies de l'AIP maintenance sont bien respectées. Ces actions de surveillance ne sont cependant pas cadrées dans un plan de surveillance. B2. Je vous demande, conformément au chapitre 2 de vos règles générales d'exploitation [2], d'intégrer la surveillance des actions de maintenance dans un plan de surveillance. Vous pourrez utilement prendre en compte l'évolution de la convention entre le STL et les INB que le CEA s'est engagé à mettre à jour pour le 30 juin 2022 [3]. ## Surveillance De L'Organisation Des Intervenants Extérieurs Pour La Remontée Des Écarts : Le plan de surveillance de l'IEP prévoit de surveiller le respect de l'exigence définie concernant l'organisation de l'IEP pour la remontée des écarts. Les critères de surveillance associés relèvent uniquement de la vérification de l'émission de fiches de constat par l'IEP. B3. Je vous demande de justifier de la suffisance de ces critères pour vous permettre de vous assurer que l'organisation de l'IEP est suffisante pour assurer la détection des écarts et les faire remonter. ## Bilan De La Surveillance Des Intervenants Extérieurs : L'exploitant a présenté son bilan de surveillance entre 2017 et 2020. Ce bilan ne prévoit pas d'analyse de la pertinence et de la complétude des actions de surveillance. B4. Je vous demande, conformément à vos règles générales d'exploitation [2], de compléter votre bilan de surveillance en intégrant l'analyse de la pertinence et de la complétude de la surveillance afin d'améliorer, le cas échéant, les dispositions de surveillance mises en place. ## C. Observations Cette inspection n'a pas donné lieu à des observations. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, dans un délai qui n'excédera pas, sauf mention contraire, deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée. L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN
INSSN-OLS-2022-0740	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-014997 Monsieur le Chef du site en déconstruction EDF DP2D - CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux BP 18 41220 SAINT LAURENT NOUAN Orléans, le 22 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Saint-Laurent A - INB n° 46 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0740 du 3 mars 2022 « Rejets et surveillance de l'environnement » Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Arrêté ministériel du 11 septembre 2003 portant application du décret n° 96-102 du 2 février 1996 et fixant les prescriptions générales applicables aux sondage, forage, création de puits ou d'ouvrage souterrain soumis à déclaration en application des articles L. 214-1 à L. 214-3 du code de l'environnement et relevant de la rubrique « 1.1.1.0 » de la nomenclature annexée au décret n° 93743 du 29 mars 1993 modifié Monsieur le Chef du site en déconstruction, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 3 mars 2022 au sein de l'installation nucléaire de base n° 46 de Saint-Laurent A sur le thème « rejets et surveillance de l'environnement ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection en objet concernait le thème « rejets et surveillance de l'environnement ». Les inspecteurs ont examiné l'organisation de la gestion des effluents. Ils se sont attachés à vérifier la conformité des actions mises en œuvre par l'exploitant avec les notes d'organisation et les décisions limites et modalités en vigueur. Les contrôles et essais périodiques ainsi que les écarts en lien avec ces sujets ont été examinés par sondage. Les inspecteurs ont également soldé un certain nombre d'engagements pris par l'exploitant suite à des inspections ou évènements significatifs en lien avec la thématique. Une visite terrain a été effectuée, concernant principalement des déshuileurs, des piézomètres, la cave tranche 5 ainsi que le local HK509 (cuves 60 et 61). Au vu des contrôles réalisés, les inspecteurs soulignent la qualité de la gestion documentaire et des outils informatiques dédiés, permettant de garantir une bonne traçabilité. La gestion des effluents apparaît satisfaisante et la répartition des responsabilités entre la structure de déconstruction et le CNPE bien défini. Concernant les pistes d'amélioration, une mise à jour de la gamme relative au contrôle d'étanchéité de la rétention mobile de l'aire dépotage BIC est attendue afin de prendre en compte les conditions climatiques en amont de l'essai. De plus, certaines anomalies constatées lors de la visite terrain, notamment des traces de fuite, doivent faire l'objet d'une analyse. Par ailleurs, des éléments sont également attendus concernant la mise en conformité avec l'arrêté ministériel [3] des piézomètres de Saint-Laurent A. ## A. Demandes D'Actions Correctives Contrôles Et Essais Périodiques L'article 2.5.6 de l'arrêté [2] requiert que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. ». Les inspecteurs ont constaté que la gamme relative au contrôle d'étanchéité de la rétention mobile de l'aire de dépotage BIC ne prenait pas en compte les conditions climatiques, notamment la pluie ou les fortes chaleurs qui peuvent faire varier le volume d'eau et impacter le résultat de l'essai. Ainsi les résultats de l'essai réalisé du 29/07/2020 au 05/08/2020 lors d'une période de fortes chaleurs se situent hors de la plage de tolérance d'environ 2 mm dus à l'évaporation probable d'environ 4 mm d'eau. Demande A1 : je vous demande de mettre à jour cette gamme afin de prendre en compte les conditions climatiques lors de la réalisation de l'essai. ## Fuites Dans Le Local Hk509 L'article 2.6.2 de l'arrêté [2] stipule « L'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer : - son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas échéant, s'il s'agit d'un événement significatif ; - s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ; - si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre. » Lors de la visite terrain, les inspecteurs se sont rendus dans le local HK509. Ils ont constaté la présence de traces de fuites dans la rétention, provenant a priori d'une vanne d'échantillonnage du réseau KER (vanne 7 SEK 037 VK) ainsi que la présence d'un filtre sur le réseau KER présentant un défaut de montage (boursouflure au niveau du joint d'étanchéité). Des traces de fuites anciennes sont également visibles au niveau de ce défaut de montage. Demande A2 : je vous demande de procéder à l'analyse de ces écarts conformément à l'article 2.6.2 de l'arrêté [2] et de m'informer des suites qui seront données. ## B. Demandes De Compléments D'Information Protection Des Points De Prélèvements - Piézomètres Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont constaté qu'un grand nombre de piézomètres n'étaient pas conformes à l'arrêté ministériel [3]. Ce constat avait déjà été réalisé pour un nombre plus réduit de piézomètres lors de l'inspection n° INSSN-OLS-2021-0757 du 15 octobre 2021 « Environnement avec prélèvements ». Le 20 décembre 2021, vous avez répondu à l'ASN qu'un audit avait été réalisé entre novembre et décembre 2021 et qu'un plan d'actions était en cours d'élaboration. Lors de l'inspection, vous avez montré aux inspecteurs des documents de travail issus de cet audit. Vous avez également mentionné qu'une réflexion était en cours quant au comblement d'un certain nombre piézomètres non utilisés. Les constats réalisés lors de l'inspection concernent en particulier les piézomètres réglementaires 0SEZ555PZ, 0SEZ550PZ, 0SEZ547PZ, 0SEZ546PZ et 0SEZ518PZ : Les margelles de propreté des piézomètres 0SEZ555PZ, 0SEZ550PZ, 0SEZ547PZ, 0SEZ546PZ ne sont pas conformes aux dispositions de l'arrêté ministériel [3]. De plus, la plaque d'identification du 0SEZ555PZ est absente. Le piézomètre 0SEZ518PZ débouche dans une chambre de comptage fermée par une plaque en fonte située au niveau du sol. Lors de l'inspection, une dizaine de centimètres d'eau étaient présents au fond de la chambre de comptage L'article 8 de l'arrêté [3] impose que « Pour les sondages, forages, puits et ouvrages souterrains qui sont conservés pour prélever à titre temporaire ou permanent des eaux souterraines ou pour effectuer leur surveillance, il est réalisé une margelle bétonnée, conçue de manière à éloigner les eaux de chacune de leur tête. Cette margelle est de 3 m2 au minimum autour de chaque tête et 0,30 m de hauteur au-dessus du niveau du terrain naturel. Lorsque la tête de l'ouvrage débouche dans un local ou une chambre de comptage, cette margelle n'est pas obligatoire ; dans ce cas, le plafond du local ou de la chambre de comptage doit dépasser d'au moins 0,5 m le niveau du terrain naturel. […] Un capot de fermeture ou tout autre dispositif approprié de fermeture équivalent est installé sur la tête du sondage, forage, puits ou ouvrage souterrain conservé pour prélever à titre temporaire ou permanent des eaux souterraines ou pour effectuer leur surveillance. Il doit permettre un parfait isolement du sondage, forage, puits ou ouvrage souterrain des inondations et de toute pollution par les eaux superficielles. En dehors des périodes d'exploitation ou d'intervention, l'accès à l'intérieur du sondage, forage, puits, ouvrage souterrain est interdit par un dispositif de sécurité. » Demande B1 : je vous demande de me transmettre les conclusions de l'audit réalisé sur l'ensemble des piézomètres du site, le plan d'actions et les échéances associées. Demande B2 : je vous demande de me préciser la provenance des eaux situées au fond de la chambre de comptage du piézomètre 0SEZ518PZ et, le cas échéant, de me préciser les mesures compensatoires mises en œuvre pour éviter l'infiltration d'eaux superficielles. ## C. Observation Observation C1 : Les inspecteurs ont constaté la présence de deux chantiers non repliés entièrement en cave tranche 5. Des sacs de déchets étaient notamment encore présents. La présence de ces déchets et matériaux non nécessaires aux activités en cours est susceptible d'impacter la propreté radiologique de l'installation et la gestion du risque incendie s'il s'agit de matières combustibles. Vous avez indiqué lors de l'inspection que ces chantiers seraient repliés dans les meilleurs délais. Le 10 mars 2022, vous nous avez indiqué que les chantiers avaient été repliés conformément à ce qui avait été annoncé en inspection. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Chef du site en déconstruction, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint au chef de la division d'Orléans Signé par : Olivier GREINER
INSSN-BDX-2022-0020	Référence courrier : CODEP-BDX-2022-010084 Monsieur le directeur du CNPE du Blayais BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE Bordeaux, le 14 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE du Blayais Inspection n° INSSN-BDX-2022-0020 du 21 février 2022 Agression foudre Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ; [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ; [3] Arrêté du 4 octobre 2010 modifié relatif à la prévention des risques accidentels au sein des installations classées pour la protection de l'environnement ; [4] Lettre de suite CODEP-BDX-2018-060238 du 21 décembre 2018 de l'inspection n°INSSN-BDX2018-0018 relative à l'agression par la foudre ; [5] Note nationale EDF « Méthodologie de prise en compte de l'agression foudre sur les INB » réf. D305918001388 du 5 novembre 2018. ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 21 février 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais sur le thème « Agression foudre». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection en objet visait à évaluer la mise en œuvre, par la centrale nucléaire du Blayais, des exigences de protection contre la foudre de ses installations. Les inspecteurs ont examiné l'organisation déployée par le site pour assurer la gestion de ce risque, l'enregistrement des impacts de foudre sur le site, les résultats des études et vérifications confiées à des organismes compétents au sens de l'arrêté [3] et le suivi de l'avancement des travaux de mise en conformité qui en résultent. Les inspecteurs se sont rendus sur la toiture de la salle des machines commune aux réacteurs 3 et 4, sur la station de pompage commune aux réacteurs 1 et 2, au niveau des aires de dépotages des diesels d'ultime secours des réacteurs 1, 2 et 3 et de l'aire de dépotage de la station de carburant du site, au niveau des conducteurs de descente du bâtiment du réacteur 2 et de la salle des machines des réacteurs 1 et 2, ainsi que sur la toiture du bâtiment des auxiliaires nucléaires des réacteurs 1 et 2. Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que la situation s'est notablement améliorée depuis le précédent contrôle mené par l'ASN [4], mais qu'elle ne permet pas encore de respecter l'ensemble des exigences de la réglementation : la prise en compte du risque lié à la foudre mérite donc d'être renforcée. Les inspecteurs constatent que des efforts conséquents ont été fournis pour améliorer la prise en compte de ce risque. Malgré un pilotage renforcé de cette thématique, l'implication du référent de cette agression, l'organisation efficace des revues annuelles qui lui sont consacrées, le respect de la périodicité des vérifications, la mise en place d'un carnet de bord exhaustif, et la bonne appropriation des analyses et études réalisées par des organismes compétents, les inspecteurs constatent une inertie pour la mise en place effective de systèmes de protection contre la foudre, ou pour corriger leur non-conformité qui s'avère incompatible avec les délais réglementaires. Les moyens de protection contre la foudre identifiés par les analyses et études dont la mise à jour a été demandée par l'ASN en 2019 n'ont toujours pas été mis en œuvre physiquement en février 2022. ## A. Demandes D'Actions Correctives Délai De Remise En État Des Dispositifs De Protection Contre La Foudre Consécutif Aux Vérifications D'Organismes Compétents L'article 20 de l'arrêté [3] prescrit : « […] Une vérification visuelle est réalisée annuellement par un organisme compétent. L'état des dispositifs de protection contre la foudre des installations fait l'objet d'une vérification complète tous les deux ans par un organisme compétent. […] En cas de coup de foudre enregistré, une vérification visuelle des dispositifs de protection concernés est réalisée, dans un délai maximum d'un mois, par un organisme compétent. Si l'une de ces vérifications fait apparaître la nécessité d'une remise en état, celle-ci est réalisée dans un délai maximum d'un mois. » A la suite d'un impact de foudre survenu en août 2020, une vérification visuelle a été réalisée sur l'ensemble du site par un organisme compétent en septembre 2020. Le rapport de l'organisme liste des observations et remises en état à réaliser. Vos représentants ont indiqué que des ordres de travail étaient créés pour engager les travaux de remise en état. Les inspecteurs les ont examinés par sondage. Ils ont constaté que le remplacement d'un parafoudre dont un voyant lumineux était passé au rouge n'avait été effectué qu'en décembre 2021, soit quinze mois après le rapport de vérification. Les inspecteurs ont consulté le rapport de la dernière vérification complète foudre. Ce rapport, daté du 23 septembre 2021, met également en évidence des remises en état à réaliser. Par sondage, les inspecteurs ont identifié que l'ordre de travail n°4253210 relatif aux travaux de remise en place d'agrafes, sur le conducteur de terre du paratonnerre du dôme du réacteur 4 était au statut « en préparation », avec une priorité « sans objet » le jour de l'inspection. Les inspecteurs ont pu constater sur le terrain, au niveau de la station de pompage des tranches 1 et 2, que la protection mécanique des liaisons d'interconnexion de terre des rails métalliques du portique de levage 8 tonnes, signalée endommagée dans le rapport, n'avait pas été remise en état le jour de l'inspection. A.1 : L'ASN vous demande de mettre en place une organisation qui vous permette de garantir que les travaux de remise en état des dispositifs de protection contre la foudre issus des vérifications visuelles ou complètes sont menés dans les délais réglementaires. Vous l'informerez du solde des remises en état signalées dans le rapport de vérification complète de septembre 2021. ## Délais De Réalisation Des Travaux Suite Aux Recommandations De L'Étude Technique Foudre L'article 18 de l'arrêté [3] stipule : « Une analyse du risque foudre (ARF) visant à protéger les intérêts mentionnés aux articles L. 211-1 et L. 511-1 du code de l'environnement est réalisée par un organisme compétent. Elle identifie les équipements et installations dont une protection doit être assurée. […] Elle définit les niveaux de protection nécessaires aux installations ». L'article 19 de l'arrêté [3] stipule : « En fonction des résultats de l'analyse du risque foudre, une étude technique est réalisée, par un organisme compétent, définissant précisément les mesures de prévention et les dispositifs de protection, le lieu de leur implantation ainsi que les modalités de leur vérification et de leur maintenance. » L'article 20 de l'arrêté [3] stipule : « L'installation des dispositifs de protection et la mise en place des mesures de prévention sont réalisées, par un organisme compétent, à l'issue de l'étude technique, au plus tard deux ans après l'élaboration de l'analyse du risque foudre » Dans la lettre de suite d'inspection [4], l'ASN vous demandait : « de mettre à jour votre analyse du risque foudre » (demande A3) et « à l'issu de la mise à jour de l'analyse du risque foudre de procéder à la mise à jour de votre étude technique foudre. Le cas échéant, les nouveaux systèmes de protection contre la foudre définis seront installés dans les délais conformes aux dispositions de l'arrêté [3] » (demande A5). En réponse à une demande de la lettre de suite [4] de l'inspection réalisée en décembre 2018, vous avez procédé en octobre 2019 à la mise à jour de l'analyse du risque foudre pour la centrale nucléaire du Blayais. Cette analyse, réalisée par un organisme compétent, a été suivie d'une étude technique foudre en mai 2021. Cette étude détaille l'ensemble des dispositifs de protections contre la foudre à mettre en place sur les installations de la centrale nucléaire du Blayais. Sur le terrain, les inspecteurs ont pu constater que les préconisations de l'étude techniques foudre, même simples, n'avaient pas encore été prises en compte, notamment : - absence de panneaux d'avertissement au pied de chaque descente de foudre à hauteur d'homme mentionnant de ne pas approcher à moins de 3 m en cas d'orage ; - absence de pancarte sur les aires de dépotage interdisant l'activité en cas d'orage ; - présence de chemins de câbles non capotés en toiture de la salle des machines des réacteurs 3 et 4 ; - présence de cheminées non reliées de manière apparente au réseau de terre (4JSL000SYST). Vos représentants ont indiqué que l'attribution du marché correspondant à ces travaux était en cours, et qu'ils ne débuteraient qu'au printemps 2022. Entre temps, l'analyse du risque foudre a déjà été remise à jour, en février 2022. Cette analyse conclut en la nécessité de réaliser une étude technique pour certains bâtiments. A.2 : L'ASN vous demande de réaliser dans les plus brefs délais les travaux identifiés dans votre étude technique foudre de 2019. Vous lui transmettrez l'échéancier retenu ; A.3 : L'ASN vous demande d'installer les systèmes de protection contre la foudre jugés nécessaires à la suite de la mise à jour à venir de votre étude technique foudre dans les délais prescrits par l'arrêté [3]. ## Prise En Compte Du Risque Foudre Pour Les Modifications Locales Des Installations L'article 18 de l'arrêté [3] stipule : « Une analyse du risque foudre (ARF) visant à protéger les intérêts mentionnés aux articles L. 211-1 et L. 511-1 du code de l'environnement est réalisée par un organisme compétent. Elle identifie les équipements et installations dont une protection doit être assurée. […] Cette analyse est systématiquement mise à jour à l'occasion de modifications substantielles au sens de l'article R 512-33 du code de l'environnement et à chaque révision de l'étude de dangers ou pour toute modification des installations qui peut avoir des répercussion sur les données d'entrées de l'ARF ». Votre organisation prévoit que pour tout dossier conduisant à une modification pouvant avoir des répercussions sur le risque foudre (construction, déconstruction, ajout de structures en façade ou toitures, ajout ou suppression de liaisons entre matériels, etc.), le service concerné renseigne une « fiche bâtiment », analysée par le référent du risque foudre avant d'être transmise aux services centraux pour mettre à jour l'analyse du risque foudre le cas échéant. Dans le rapport de vérification complète réalisé par un organisme compétent en 2021, l'organisme prescrit, pour le toit du bâtiment Cordouan, de mettre à jour l'analyse du risque foudre et l'étude technique foudre pour prendre en compte deux éléments qui ont été ajoutés : une clôture haute tension et une antenne. L'analyse du risque foudre n'a pas été réalisée avant l'installation de ces équipements. La fiche bâtiment a été complétée a posteriori. Vos représentants ont indiqué que les fiches de modification des bâtiments n'étaient pas complétées par anticipation pour les modifications locales, malgré le rappel de la procédure en revue annuelle de l'agression foudre. A.4 : L'ASN vous demande de renforcer votre organisation pour prendre en compte le risque foudre en amont des modifications susceptibles de remettre en cause les conclusions des analyses et études précédentes. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Approche Déterministe Du Risque Foudre En Prévision Du Référentiel De Sûreté Vd4 900 Votre note [5] impose une approche déterministe pour les installations « Noyau-Dur » et les installations soumises aux référentiels de sûreté VD4 900. Contrairement à l'approche probabiliste jusqu'alors en vigueur sur le CNPE du Blayais, qui repose sur une analyse du risque foudre, l'approche déterministe consiste à déterminer de façon exhaustive les effets de niveaux d'agression foudre plus élevés sur les installations puis à définir le dimensionnement du système de protection contre la foudre et des protections contre les surtensions nécessaires. Cette approche, qui met en jeux des niveaux d'agressions supérieurs à l'approche probabiliste, a été présentée comme majorante vis-à-vis de cette dernière. Le positionnement de vos services centraux vous a conduit à considérer que les conclusions de la méthode déterministe, qui devront être appliquées pour une partie de vos installations après les visites décennales des réacteurs, pouvaient remplacer celles de l'approche probabiliste. Les inspecteurs ont constaté que les résultats de l'approche probabiliste (modifications prescrites par l'étude technique foudre de 2021) et les résultats de l'approche déterministe (modifications prescrites par l'analyse d'impact foudre de 2017) n'étaient pas concordants. Vos représentants ont indiqués que certaines modifications prescrites par l'étude technique foudre (probabiliste) mais non reprises, voire antagonistes aux conclusions de l'analyse d'impact foudre (déterministe) ne seraient pas mises en œuvre. La réglementation impose toutefois l'installation des dispositifs identifiés par l'approche probabiliste au plus tard deux ans après l'analyse du risque foudre (menée en 2019). ## B.1 : L'Asn Vous Demande De Lui Transmettre La Liste Des Travaux Prescrits Par L'Étude Technique Foudre De 2019 Dont La Mise En Œuvre Sur Les Réacteurs N'Est Pas Prévue En Lui Justifiant Les Choix Retenus. Vos représentants ont indiqué que les modifications identifiées par l'approche déterministe dans l'analyse d'impact foudre seraient déployées dans le cadre de la modification « PNPP 1951 » à partir du mois de mars 2022 pour le réacteur 1, du mois d'avril 2022 pour le réacteur 2 et en 2023 pour les réacteurs 3 et 4. Ces modifications remplacent en partie les conclusions de l'étude technique foudre, qui auraient déjà dues être mises en œuvre selon l'arrêté [3]. B.2 : L'ASN vous demande de lui justifier les délais des modifications à apporter dans le cadre de la PNPP 1951 des réacteurs 3 et 4, considérant qu'elles remplacent des prescriptions de modifications qui devraient déjà être mises en œuvre en application de l'arrêté [3]. Les inspecteurs ont constaté que les modifications issues de l'approche déterministe se basent sur un document de 2017, antérieur à la note [5] en vigueur définissant la méthodologie de mise en application des exigences de sûreté relatives à l'agression foudre. De plus, les inspecteurs considèrent que de possibles modifications apportées depuis cette date aux bâtiments couverts par cette analyse sont susceptibles de remettre en cause ses conclusions en 2022. B.3 : L'ASN vous demande de vous positionner sur l'exhaustivité de l'analyse déterministe réalisée en 2017 notammant au regard des nouveautés introduites par la note [5] et de l'évolution des bâtiments depuis cette date. Vous vous prononcerez en conséquence sur la pertinence des travaux que les conclusions de l'analyse de 2017 vous imposent de réaliser. ## Mise À La Terre D'Échaffaudages Les inspecteurs ont constaté la présence d'échafaudages en toiture du bâtiment des auxiliaires nucléaires commun aux réacteurs 1 et 2, au-dessus de rambardes munies de dispositif de protection contre la foudre. Contrairement aux éléments structurels qu'ils entouraient, ces échafaudages n'ont pas fait l'objet d'une mise à la terre. Après l'inspection, vos représentants ont communiqué aux inspecteurs une fiche « question / réponse » de vos services centraux concernant les situations nécessitant la mise à la terre des échafaudages. Le risque foudre pour les installations n'y est pas identifié. Le référentiel managérial foudre qui vous sera prochainement applicable considère que les modifications consistant en une extension ou modification de géométrie des toitures et façades des bâtiments pour une durée d'exploitation supérieure à 30 jours doivent faire l'objet d'une analyse détaillée. B.4 : L'ASN vous demande de lui préciser si les échafaudages présents sur la toiture du bâtiment des auxiliaires nucléaires ont fait l'objet d'une analyse vis-à-vis du risque foudre, et de lui justifier l'absence de nécessité d'une mise à la terre pour la protection des intérêts. ## Prise En Compte Du Risque Séisme-Événement Sur le terrain, les inspecteurs ont constatés plusieurs situations ne prenant pas suffisamment en compte le risque séisme-événement1 : - devant la salle de commande du réacteur 4, un échafaudage non sécurisé (absence d'appui en hauteur) a été constaté à proximité immédiate du système de ventilation de la salle de commande (DVC) qui est un équipement important pour la protection. Vos services ont déposé cet échafaudage le lendemain de l'inspection ; - sur la toiture du bâtiment des auxiliaires nucléaires commun aux réacteurs 1 et 2, les inspecteurs ont constaté la présence d'un échafaudage roulant à proximité d'un système de ventilation, dont seulement deux roues sur quatre étaient bloquées. Vos représentants ont immédiatement sécurisé cet échafaudage. Ces constats, immédiatement pris en compte par vos représentants, conduisent toutefois les inspecteurs à questionner l'efficacité des actions prises en 2020 concernant les guides de surveillances en local et le « référentiel simplifié échafaudage roulant » à la suite de l'événement significatif pour la sûreté ESINB-BDX-2020-0078 relatif à la découverte tardive de deux échafaudages roulant non arrimés. B.5 : L'ASN vous demande de lui communiquer votre analyse sur la suffisance et l'efficacité des actions mises en œuvre à la suite de l'analyse de l'événement significatif ESINB-BDX-2020-0078. Vous lui préciserez les éventuelles actions engagées pour améliorer la prise en compte du risque séisme événement. ## Visite Terrain Les inspecteurs ont effectué les constations suivantes lors de la visite des installations, qui ne sont pas déjà reprises dans les prescriptions des rapports de vérification, ou de l'étude technique foudre : - tresses de mise à la terre de plusieurs lanterneaux non raccordées sur la toiture de la salle des machines commune aux réacteurs 3 et 4 ; - ailettes de protection de plusieurs lanterneaux arrachées sur la toiture de la salle des machines commune aux réacteurs 3 et 4 ; - une vis de fixation manquante sur des barres antisismique protégeant le robinet d'incendie armé devant la salle de commande du réacteur 4. B.6 : L'ASN vous demande de caractériser les constats faits par les inspecteurs et de lui préciser leur traitement éventuel. ## C. Observations Repli De Chantiers Sur La Toiture Du Bâtiment Des Auxilliaires Nucléaires Les inspecteurs ont constaté la présence d'entreposages de matériel à proximité de la cheminée de rejet du bâtiment des axillaires nucléaires commun aux réacteurs 1 et 2, issus de chantiers qui n'avaient manifestement pas été correctement replié. Vos représentants ont fait procéder à l'évacuation de certains matériels. ## Vérifications Visuelles Suite À Un Impact De Foudre Dans le cas de figure où l'ellipse de confiance d'un impact de foudre recouvre une partie du périmètre de l'installation nucléaire de base, vos équipes font procéder à une vérification visuelle de l'ensemble des installations par un organisme compétent, sans se limiter aux bâtiments se situant sous l'ellipse de confiance. Les inspecteurs considèrent qu'il s'agit d'une bonne pratique. ## Appropriation Des Études Réalisées Par Les Organismes Compétents Vos représentants ont donné des exemples de cas de figure où ils ont complété les analyses de vos services centraux ou des organismes externes, mettant par exemple en évidence des liaisons entre bâtiment oubliées. Les inspecteurs considèrent que l'appropriation, et le regard critique porté sur les rapports qui vous sont fournis sont satisfaisants. ## Mise En Place D'Un Système D'Alerte Orage Pour Les Intervenants Les inspecteurs notent favorablement la mise en place à venir d'un système d'alerte orage. Ils attirent toutefois votre attention sur la nécessité de compléter cette alerte par des pancartes sur le terrain interdisant certaines activités, comme les dépotages, et des panneaux d'avertissement au pied de chaque descente de foudre. 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-2022-0806	Référence courrier : CODEP-STR-2022-014947 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom BP n°41 57570 CATTENOM Strasbourg, le 28 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Cattenom Thème : Mise en œuvre du suivi des spécifications chimiques pour limiter la corrosion dans les programmes de maintenance des CPP/CSP N° dossier : INSSN-STR-2022-0806 des 7 et 8 mars 2022 Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu les 7 et 8 mars 2022 au centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom sur le thème «suivi des spécifications chimiques pour limiter la corrosion dans les programmes de maintenance des circuits primaires (CPP), secondaires (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 L'inspection des 7 et 8 mars 2022 portait sur le thème du suivi des spécifications chimiques pour limiter la corrosion dans les programmes de maintenance des CPP, CSP et des équipements sous pression (ESP) du circuit secondaire. Les inspecteurs se sont tout d'abord intéressés aux conditions de conservation des équipements des circuits primaires et secondaires principaux, à l'arrêt puis en fonctionnement coté secondaire et primaire. Un point relatif au colmatage, à l'encrassement et à la desséquestration des générateurs de vapeur (GV) ainsi qu'à la gestion des déminéraliseurs du circuit RCV (circuit de contrôle chimique et volumétrique) a ensuite été réalisé. Au cours de cette inspection, les inspecteurs ont constaté que, lors des phases de conservation sèche des GV, les valeurs d'hygrométrie ont fait l'objet de plusieurs dépassements qui s'expliquent pour partie par les nombreux travaux réalisés sur les installations nécessitant des ouvertures de capacités. Le respect des conditions de conservation humide des GV des réacteurs n°2 et 3 n'a pu être vérifié en l'absence de suivi par le CNPE lié à une impossibilité d'accéder aux GV sur la période considérée. En outre, le référentiel national d'EDF en termes de colmatage et d'encrassement est appliqué. En revanche, le guide relatif au suivi de desséquestration est mis en œuvre mais les préconisations ne sont pas respectées. Enfin, la gestion des déminéraliseurs du circuit RCV nécessite la mise en œuvre d'un contrôle des résines échangeuses d'ions à la réception de celles-ci et avant leur mise en place sur les installations, conformément aux exigences du référentiel EDF. Des dispositions devront également être mises en œuvre afin de garantir la durée d'utilisation de ces résines sur les installations. Ainsi, cette inspection a mis en évidence une mise en œuvre satisfaisante du suivi des spécifications chimiques pour celles qui relèvent des règles générales d'exploitation. En revanche, le suivi des spécifications chimiques de conservation des matériels à l'arrêt présente quelques écarts. ## A. Demandes D'Actions Correctives Conservation Des Équipements À L'Arrêt Le document standard des spécifications chimiques de conservation des matériels à l'arrêt, référencées EDECME110669 indice B, précise les conditions de conservation des systèmes élémentaires en fonction des modes de conservation, humide ou sèche, des équipements. Ces spécifications permettent de limiter les phénomènes de corrosion généralisée et localisée afin d'améliorer la tenue des matériels sur le long terme, et également de maintenir les performances des GV en limitant leur encrassement par le transport des produits de corrosion lors du redémarrage. Les inspecteurs se sont intéressés à la conservation à l'arrêt mise en œuvre lors de l'arrêt de 2020 du réacteur n°2 et au cours de la visite décennale du réacteur n°3. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que les exigences en termes de maîtrise de l'humidité relative dans le cadre de la conservation sèche des GV n'étaient pas respectées. Ils ont en particulier noté que les valeurs relevées étaient régulièrement supérieures aux valeurs limites. Par ailleurs, des périodes sans relevé de valeur d'hygrométrie ont également été identifiées. Demande n°A.1 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour assurer le respect des fréquences de mesures ainsi que des valeurs limites prévues par vos spécifications chimiques durant les phases de conservation sèche des équipements. Les inspecteurs ont également relevé l'absence de mesures des paramètres exigés par les spécifications à l'arrêt visées précédemment lors de la conservation humide des GV. En particulier, aucune mesure de pH ni d'hydrazine n'a été réalisée. Il a été expliqué aux inspecteurs l'impossibilité d'accéder aux GV sur cette période du fait de la mise en place d'un régime de consignation « gestion intégrité enceinte ». Demande n°A.2 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour assurer le respect des fréquences de mesures ainsi que des valeurs limites prévues par vos spécifications chimiques durant les phases de conservation humide des équipements. La note d'organisation portant sur la conservation du poste d'eau lors d'un arrêt de tranche référencée D5320NTPJ510235 indice 3 prévoit que le pilote du sujet conservation du service Chimie réalise un retour d'expérience (REX) en fin d'arrêt et l'intègre dans les procédures de chimie. De plus, une réunion REX doit être réalisée un mois après le couplage du réacteur concerné afin de de capitaliser sur les évènements afin d'optimiser la conservation sur les arrêts suivants. Dans le cadre des deux arrêts faisant l'objet de l'inspection, il a été précisé que des échanges relatifs à la conservation avaient eu lieu mais que le REX n'était pas formalisé. Aucun compte rendu de réunion ou de relevé de décisions ou plan d'actions n'a pu être fourni aux inspecteurs. Demande n°A.3 : Je vous demande, en application de la note d'organisation D5320NTPJ510235, de mettre en place des actions permettant de formaliser la capitalisation du REX en fin d'arrêt afin d'en tenir compte dans le cadre de la préparation de la conservation de l'arrêt suivant. ## Gestion Des Déminéraliseurs Rcv 061 Et 062 De Les postes RCV 06X DE sont des déminéraliseurs à lit mélangé saturé en lithine qui permettent d'épurer le circuit primaire en retenant les éléments chimiques susceptibles de favoriser la corrosion des circuits. Le document D 5380 GA/PT-50701 « Gamme d'intervention : intervention en tranche - procédure de saturation en bore des déminéraliseurs de purification RCV » précise qu'avant le chargement, il convient de « s'assurer que l'ensemble des fûts de résine destinés au déminéraliseur contient bien une résine ayant les caractéristiques requises pour la purification du RCV ». Le document D5710/MC/1999/006783/Ind 0 relatif aux spécifications physico-chimiques des résines échangeuses d'ions de qualité nucléaire précise la qualité d'approvisionnement à laquelle elles doivent répondre pour pouvoir être utilisées dans les déminéraliseurs à charges de résines non régénérables des centrales nucléaires. En particulier, les fiches E4 et E9 de ce document précisent les paramètres à contrôler pour les résines échangeuses d'ions de type lit mélangé lithié utilisées sur les déminéraliseurs RCV. Vos représentants ont indiqué en inspection qu'ils n'effectuent pas de vérification de la conformité des paramètres physico-chimiques des résines avant leur installation sur site. Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé que la résine installée sur le déminéraliseur 3 RCV 061 DE a été mise en place le 15 septembre 2014 et mise en service le 15 juin 2018. La durée de stockage et d'utilisation de cette résine est supérieure à 7 ans qui est la durée maximale prévue les documents visés ci-dessus ainsi que par la gamme site Chimie 8037 indice 8 - Contrôle avant MES industrielles des résines - saturation en bore des RCV 061 et 062. Demande n°A.4 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour vérifier les résines avant leur installation sur le circuit RCV afin de garantir le respect des spécifications physico-chimiques rappelées dans les fiches E4 et E9 susvisées. Demande n°A.5 : Je vous demande de prendre des dispositions afin de respecter les durées d'utilisation et de stockage des résines. Desséquestration des générateurs de vapeur En fonction de la situation du réacteur, de la puissance thermique extraite, un phénomène de desséquestration d'éléments chimiques, tels que des produits de corrosion initialement piégés, peut se produire. Le guide référencé EDECME120435 indice F prévoit donc la réalisation de comptes rendus de suivi de cette desséquestration. Ce guide préconise des durées de palier de températures afin d'optimiser la desséquestration des espèces chimiques. Pour les réacteurs n° 3 et 4, les suivis de desséquestration réalisés au cours des cycles 22 et 20 ne respectent pas les durées de palier préconisées par le guide susmentionné. Par ailleurs, dans le bilan des suivis de desséquestration consultés par les inspecteurs, les masses cumulées desséquestrées à l'issue sont considérées comme faibles pour la plupart des espèces chimiques suivies. Demande n°A.6 : Je vous demande de déterminer les causes du non-respect des préconisations relatives au respect des temps d'attente des paliers de desséquestration et de vous interroger sur leur impact en termes de desséquestration des espèces chimiques présentes. ## B. Compléments D'Information Disponibilité des lignes d'échantillonnage VVP Faisant suite aux inspections de 2016 et 2018 en lien avec le suivi des spécifications chimiques, les inspecteurs ont questionné vos représentants sur la disponibilité des lignes d'échantillonnage VVP des différents réacteurs. Il a été précisé que la ligne d'échantillonnage VVP du réacteur n°4 était indisponible. Il a été indiqué que des remplacements ont été réalisés sur certains réacteurs mais pas sur tous conduisant régulièrement à des indisponibilités. Il a été indiqué qu'aucune maintenance préventive n'est réalisée sur les échangeurs, ni sur les vannes présentes sur les lignes concernées. Demande n°B.1 : Je vous demande de me transmettre la stratégie que vous allez déployer afin de garantir la disponibilité de ces lignes d'échantillonnage VVP. Conservation des équipements à l'arrêt Les inspecteurs ont relevé que du 18 au 20 octobre 2020, les GV du réacteur n°2 ne faisaient pas l'objet d'une conservation sèche alors que ceux-ci disposaient d'un suivi du taux d'hygrométrie avant et après ces dates. Vos représentants ont indiqué que cette interruption de conservation sèche pourrait être liée à une coupure de l'alimentation électrique du bâtiment réacteur. Par ailleurs, dans le cadre de la visite décennale du réacteur n°3, la conservation sèche à l'arrêt des GV est mise en œuvre pendant environ 20 % de l'arrêt avant mise en place d'une conservation humide. Demande n°B.2 : Je vous demande de fournir des éléments permettant d'expliquer l'interruption de conservation sèche des GV du réacteur n°2 indiquée ci-dessus. Demande n°B.3 : Je vous demande de me faire part du REX en matière de durée de mise en œuvre de la conservation sèche sur les arrêts précédents sur les autres réacteurs. Vous préciserez en particulier la durée de mise en œuvre de la conservation sèche au cours des visites décennales des autres réacteurs. Demande n°B.4 : Je vous demande de m'indiquer l'impact d'une faible durée de conservation sèche vis-à-vis de la durée totale de l'arrêt à l'arrêt en termes de limitation de la corrosion et du maintien des performances des GV. Sur le réacteur n°2, les inspecteurs ont identifié que le délai entre la fermeture du trou d'homme secondaire et le remplissage des GV pour la mise en œuvre de la conservation humide était de 9 jours pour les GV1 et 4 et de 2 à 3 jours pour les GV 2 et 3. Sur cette période transitoire, aucun mode de conservation n'est mis en œuvre. Demande n°B.5 : Je vous demande de justifier le délai de mise en place de la conservation humide pour les GV 1 et 4 du réacteur n°2 au cours de l'arrêt de 2020. ## Spécifications Chimiques Du Circuit Secondaire Les cahiers de quart consultés font apparaître de nombreuses périodes d'indisponibilités des automates dédiés à la mesure de paramètres STE. Il a été précisé que ces automates sont indisponibles, car ils sont insuffisamment alimentés en fluide pour permettre leur bon fonctionnement, cas du sodium mètre sur APG par exemple. Il a été indiqué que les oxygène-mètres ont récemment été remplacés pour les mêmes raisons. Demande n°B.6 : Je vous demande de m'indiquer les dispositions qui vont être engagées pour disposer d'automates fiables. ## C. Observations Conservation sèche des GV C1. Vos représentants ont indiqué envisager, pour le prochain arrêt du réacteur 1, de déporter la mesure d'hygrométrie au niveau bas des GV (plancher 22 m) par la mise en place d'un cobra afin de disposer d'une mesure du taux d'humidité plus représentative. Ce dispositif aurait le double avantage de limiter les risques pour les opérateurs (crinolines d'accès), mais également de disposer d'une valeur d'hygrométrie qui ne serait pas influencée par l'hygrométrie du BR. La mise en œuvre de cette expérimentation pourra utilement alimenter le REX du CNPE relatif à la conservation à l'arrêt et, si elle est favorable, être partagée avec les autres sites. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois des remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération. L'adjoint au chef de la division de Strasbourg Signée par Camille PERIER
INSSN-OLS-2022-0758	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-016643 Monsieur le Directeur du Centre Paris-Saclay Commissariat à l'Énergie Atomique et aux énergies alternatives Établissement de Saclay 91191 GIF-SUR-YVETTE Cedex Orléans, le 31 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base - Site CEA de Saclay Inspection n° INSSN-OLS-2022-0758 du 10 mars 2022 Thème « Rejets et surveillance de l'environnement» Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Décision n° 2009-DC-0156 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 des installations nucléaires de base n° 18, 35, 40, 49, 50, 72, 77 et 101 exploitées par le Commissariat à l'énergie atomique (CEA) sur son centre de Saclay, situé sur les territoires des communes de Saclay, Saint-Aubin et Villiers-le-Bâcle (département de l'Essonne) ## 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 10 mars 2022 sur le site du CEA de Saclay sur le thème « Rejets et surveillance de l'environnement ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection en objet concernait le thème « Rejets et surveillance de l'environnement ». Cette inspection avait pour objectif de contrôler, en application de l'article 9.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2], les dispositions prises en matière de surveillance de l'environnement. L'inspection s'est focalisée sur la surveillance des eaux souterraines, en lien avec l'évènement significatif déclaré par le CEA en juin 2021 suite à la découverte d'une pollution en tritium dans la nappe des sables de Fontainebleau au droit du site de Saclay. Une expertise de l'IRSN est actuellement en cours sur le sujet pour étudier le comportement de cette pollution, dont l'origine supposée est historique. A cet effet, les inspecteurs ont sollicité les équipes du service de protection contre les rayonnements et de l'environnement (SPRE) du CEA pour la réalisation de prélèvements dans les eaux souterraines, en vue de la réalisation d'analyses contradictoires par un laboratoire indépendant. Quatre piézomètres ont fait l'objet de prélèvements : le piézomètre F64 présentant une teneur anormalement élevée en tritium, un piézomètre situé en amont hydraulique et deux piézomètres situés en aval hydraulique (dont un situé à l'extérieur du site). Les inspecteurs ont constaté que les agents du CEA se sont rapidement rendus disponibles de façon à faciliter les opérations de prélèvements, y compris à l'extérieur du site. Par ailleurs, les inspecteurs notent une bonne maitrise technique des opérateurs en charge de la réalisation des prélèvements. Outre la communication des résultats des analyses réalisées par l'exploitant sur les différents échantillons, une mise à jour de la procédure de prélèvements dans le piézomètre F64 est attendue pour prendre en compte la gestion des eaux de purge. Par ailleurs, un entreposage de bidons de produits chimiques sans respect des consignes liés à l'entreposage des produits chimiques a été observé lors de la visite sur site. ## A. Demandes D'Actions Correctives Entreposage De Produits Chimiques Non Conforme L'article 3.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] concernant la démonstration de sûreté dispose que : « L'exploitant applique le principe de défense en profondeur, consistant en la mise en œuvre de niveaux de défense successifs et suffisamment indépendants visant, pour ce qui concerne l'exploitant, à : - prévenir les incidents ; - détecter les incidents et mettre en œuvre les actions permettant, d'une part, d'empêcher que ceux-ci ne conduisent à un accident et, d'autre part, de rétablir une situation de fonctionnement normal ou, à défaut, d'atteindre puis de maintenir l'installation dans un état sûr ; - maîtriser les accidents n'ayant pu être évités ou, à défaut, limiter leur aggravation, en reprenant la maîtrise de l'installation afin de la ramener et de la maintenir dans un état sûr ; - gérer les situations d'accident n'ayant pas pu être maîtrisées de façon à limiter les conséquences notamment pour les personnes et l'environnement. » La présentation générale de la sûreté de l'établissement (PGSE) du CEA de Saclay est un document présentant l'étude de sûreté des fonctions communes, du site et de son environnement. Ce document présente au chapitre 4 du volume 1 le règlement relatif à la police, l'hygiène et la sécurité du site. Il est notamment précisé les instructions générales de sécurité applicables aux entreprises extérieures travaillant sur le centre de Saclay, en particulier concernant l'utilisation de produits dangereux. Lors de la visite sur site, les inspecteurs ont observé la présence d'un entreposage d'une quinzaine de bidons de produits chimiques situés à l'extérieur du bâtiment 141, dans le cadre d'un chantier. Outre les incompatibilités (acides/bases) entre les différents produits chimiques, et le non-respect des conditions de stockages (produits chimiques sensibles au gel notamment), cet entreposage était dépourvu de dispositif de rétention. Demande A1 : je vous demande de vous assurer, conformément à la PGSE du CEA de Saclay, du bon respect des règles d'entreposage des produits chimiques sur le site. Vous me préciserez les actions qui ont été engagées pour la situation observée lors de l'inspection. ## B. Demandes De Compléments D'Information Prélèvements Réalisés Au Cours De L'Inspection L'article 9.2 de l'arrêté du 7 février 2012 dispose que « l'Autorité de sûreté nucléaire peut demander que la réalisation des contrôles, des prélèvements, des analyses et des expertises visant à vérifier le respect des dispositions du présent arrêté ou l'absence d'atteinte aux intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement soit faite par un organisme tiers choisi par l'exploitant parmi les organismes offrant des garanties suffisantes de qualité et d'indépendance. » Au cours de cette inspection, dans le cadre de l'application de l'article précité, les inspecteurs ont demandé et suivi la réalisation de prélèvements d'échantillons au niveau de quatre ouvrages de prélèvement d'eaux souterraines (les piézomètres F46, F53 et F64 implantés au sein de l'établissement ainsi que le forage F29 situé au niveau du golf de Saint-Aubin). Les analyses demandées sur ces échantillons, réalisées par un laboratoire indépendant, sont en lien avec les paramètres prévus dans la décision [3]. Un exemplaire des échantillons précités vous a été remis afin que vous puissiez réaliser ces mêmes mesures. Demande B1 : je vous demande de me communiquer sous un mois le résultat des analyses que vous aurez effectuées sur les échantillons provenant des piézomètres prélevés lors de l'inspection. ## Procédure De Prélèvements Dans Le Piézomètre F64 A la demande des inspecteurs, vous avez présenté la procédure de prélèvement d'eaux souterraines dans le piézomètre F64. Concernant les eaux de purge, la procédure stipule qu'elles sont évacuées sur le sol herbeux à proximité du piézomètre. Or, compte tenu de la présence d'une teneur anormalement élevée en tritium, vous avez mis en place un cubitainer de 1000 L pour la gestion des eaux de purge. Aucune information n'est fournie concernant la gestion ultérieure des eaux de purge de ce piézomètre. Demande B2 : je vous demande de mettre à jour la procédure de prélèvement dans le piézomètre F64 pour prendre en compte la gestion des eaux de purge lors du prélèvement. Vous me préciserez également les modalités de gestion ultérieures envisagées pour l'évacuation des eaux de purge. C. Observation S.O. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, à l'exception de la demande B1 pour laquelle le délai est fixé à un mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à 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-STR-2022-0810	Référence courrier : CODEP-STR-2022-017232 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom BP n°41 57570 CATTENOM Strasbourg, le 31 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Cattenom Thème : Intervention en zone N° dossier : INSSN-STR-2022-0810 du 10 mars 2022 Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 10 mars 2022 au centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom sur le thème « intervention en zone ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection du 10 mars 2022 portait sur le thème « intervention en zone ». Cette inspection avait pour objectif de contrôler le respect sur le terrain des exigences relatives à la radioprotection. Lors de cette inspection, les inspecteurs ont vérifié le respect par le CNPE et ses prestataires des règles de radioprotection des interventions ayant lieu dans le bâtiment du réacteur 4 (BR4, réacteur en arrêt pour visite partielle) ainsi que dans l'atelier chaud, son extension et la laverie. Dans le BR4, les inspecteurs ont contrôlé l'état général des installations ainsi que la bonne réalisation des principaux chantiers suivants : - le remplacement des cannes chauffantes du pressuriseur, chantier qui se déroule sur différents niveaux du BR ; - la pose / dépose des tapes à joints passifs dans les boîtes à eau chaudes et froides des générateurs de vapeur 42 et 43 au niveau +6,60 m ; - les travaux sur l'échangeur 4 RRA 022 RF au niveau +1,60 m. A la sortie du bâtiment de l'atelier chaud, les inspecteurs ont fait procéder à un exercice de prise en charge d'un intervenant contaminé. Il ressort de cette inspection que les dispositions prises par le CNPE pour maîtriser le risque d'exposition et de contamination lors des interventions en zone contrôlée sont globalement satisfaisantes. Les inspecteurs ont particulièrement apprécié la réactivité dont a fait preuve la personne appelée afin de prendre en charge la personne contaminée, dans le cadre de l'exercice joué, ainsi que la gestion satisfaisante de la situation. Ils ont également noté la tenue correcte de l'atelier chaud et de son extension ainsi que la bonne préparation globale des chantiers dans le BR, avec en particulier le montage satisfaisant des sas d'accès. Les quelques points contrôlés sur les zones rouges, que ce soit sur le terrain mais aussi dans les procédures et leur application, montrent une bonne prise en compte du « processus zone rouge » par le service de la prévention des risques. Cependant, des actions d'amélioration font l'objet des demandes détaillées ci-dessous, en particulier en ce qui concerne la cabine de décontamination de l'atelier chaud dont la panne du plateau tournant depuis de nombreuses années semble générer des doses intégrées supplémentaires relativement importantes pour les intervenants. ## A. Demandes D'Actions Correctives Optimisation Des Doses / Atelier Chaud - Zone De Décontamination Les activités comportant un risque d'exposition aux rayonnements ionisants sont régies par le Code de la Santé Publique, et notamment son article L. 1333. L'article L. 1333-1 stipule trois principes, dont la satisfaction est une condition nécessaire à l'exercice d'une telle activité : il s'agit de la justification, de l'optimisation et de la limitation. Le principe d'optimisation est l'application du principe ALARA, son acronyme anglais (« as low as reasonably achieveable »). Il est ainsi rédigé dans le Code de la Santé Publique : « L'exposition des personnes aux rayonnements ionisants résultant d'une de ces activités ou interventions doit être maintenue au niveau le plus faible qu'il est raisonnablement possible d'atteindre, compte tenu de l'état des techniques, des facteurs économiques et sociaux et, le cas échéant, de l'objectif médical recherché ». Comme pour la justification, le principe d'optimisation nécessite une évaluation et une mise en balance de différentes options, tenant compte d'aspects sanitaires (dosimétriques), techniques et économiques. A l'intérieur de l'atelier chaud, appelé aussi par l'exploitant « SUT déconta », est présente une zone dédiée à la décontamination des matériels. Une cabine est notamment utilisée et permet, en « fonctionnement normal », d'éliminer la contamination depuis l'extérieur de la cabine par l'intermédiaire d'un système de type « boite à gants » donnant accès à un nettoyeur haute-pression situé à l'intérieur de la cabine. Les inspecteurs ont noté que cette dernière n'est plus complètement opérationnelle : le plateau tournant ne fonctionne plus depuis de nombreuses années ce qui ne permet plus de réaliser la décontamination des pièces depuis l'extérieur de la cabine, donc derrière une protection contre la contamination et à distance des rayonnements émis par les matériels contaminés. A cause de cette panne, les opérateurs doivent intervenir en « mode dégradé » à deux en tenue étanche ventilée directement à l'intérieur de la cabine ce qui engendre une prise de dose plus importante. Cette situation ne concoure pas à l'optimisation des doses et génère un risque accru de contamination des intervenants. Demande n°A.1 : Je vous demande de me faire un point de situation sur l'optimisation de cette activité de décontamination. Vous réaliserez ainsi une évaluation et une mise en balance de la pratique actuelle en « mode dégradé » avec celle en « fonctionnement normal » avec la cabine complètement opérationnelle. Vous tiendrez compte des aspects sanitaires (dosimétriques), techniques et économiques. Vous veillerez également à me préciser les points suivants : - L'historique de la panne du plateau tournant et les raisons de sa non-réparation ; - Un comparatif/estimatif des doses prises entre une décontamination en « mode dégradé » et une décontamination en « fonctionnement normal » ; vous pourrez vous appuyer sur les doses prises par les intervenants ayant exercé cette activité ; - Le retour d'expérience des cinq dernières années en termes de contamination des personnes. ## Contrôles Des Petits Objets En Sortie Du Br4 En sortie du BR4 au niveau +6,60 m, juste avant le passage des personnes aux portiques dits « C1 », les deux « Contrôleurs Petits Objets » (CPO) référencés 0 KZC 568 ZR et 0 KZC 569 ZR étaient hors d'usage (demandes de travaux émises depuis le 11 septembre 2020 pour l'un, depuis le 10 décembre 2021 pour l'autre). Le CNPE a expliqué, lors de la synthèse de l'inspection, les différents aléas rencontrés lors de la réparation de ces appareils (indisponibilité de pièces, mauvaises pièces livrées, délais de livraison allongés, …). Même si ces appareils viennent en complément de ceux existant au niveau des portiques dits « C2 », les inspecteurs estiment qu'ils ont leur utilité en sortie immédiate de BR, au plus près d'une potentielle contamination (leur présence à cet endroit en est d'ailleurs la preuve). Une meilleure anticipation de ces réparations aurait très certainement permis de commencer l'arrêt pour maintenance du réacteur 4 avec des CPO fonctionnels. Les inspecteurs ont également constaté qu'il n'existait pas non plus d'affichage réorientant les contrôles des petits objets vers d'autres moyens comme l'utilisation du contaminamètre « MIP 10 » situé à proximité. Demande n°A.2 : Je vous demande de veiller à un retour à une « situation normale » dans les meilleurs délais et de m'expliquer les raisons de ce défaut d'anticipation constaté au niveau de la réparation des deux CPO. ## B. Compléments D'Information Constats Dans Les Installations Lors de l'inspection, les inspecteurs ont relevé les constats suivants : - un état de propreté général du BR4 non complètement à l'attendu (déchets au sol à quelques endroits, des tenues étanches ventilées (TEV) non rangées, des gaines d'unités de filtration sécurisée (UFS) à terre notamment dans une zone classée très contaminée au niveau de la vanne 4 RCV 405 VP au niveau +1,60 m, …) ; - l'absence de traçabilité du contrôle des déprimogènes sur les chantiers de l'échangeur 4 RRA 022 RF au niveau +1,60 m et de la vanne 4 PTR 096 VB au niveau +1,60 m ; - une position d'un MIP 10 manifestement non adaptée, à cause d'un bruit de fond trop élevé, sur le chantier de l'échangeur 4 RRA 022 RF ; - sur le chantier de la vanne 4 RCV 405 VP, les conditions d'intervention affichées validaient l'ouverture du sas et du chantier (noté ouvert depuis le 9 mars 2022) mais les inspecteurs ont constaté que le déprimogène n'était pas branché. Vos représentants ont précisé que le chantier était suspendu en attendant des résultats d'analyse d'amiante. Le panneau aurait ainsi dû être retourné pour faire figurer « Saut de zone non conforme » avec les raisons de la suspension du chantier. Un agent du SPR a remis en conformité le panneau dès le constat de l'anomalie ; - un sas non correctement refermé dans le local RIC RB 0503 au niveau +1,60 m ; - au niveau du local RB 0504 à côté du groupe 4 EVR 021 ZV, une fuite au niveau d'un raccord de tuyauteries collectée par un sac à déchet vers un fût avec mention de la date du 24 février 2022 ; - lors de l'exercice de prise en charge d'une personne contaminée, la personne en charge de la décontamination n'a pas respecté complètement la procédure : elle n'a pas humidifié la compresse avant de tenter de retirer la particule et n'a pas inséré deux compresses supplémentaires dans le flacon au-dessus de la compresse ayant permis de récupérer la particule ; - lors du même exercice, la personne n'a pas retrouvé immédiatement la procédure qui n'était pas affichée à proximité immédiate du kit de décontamination. Demande n°B.1 : Je vous demande de me confirmer la prise en compte de ces constats et leur traitement. ## Raccordement Des Unités De Filtration Sécurisée (Ufs) Sur quelques chantiers contrôlés, il a été noté que les personnes doivent intervenir en tenues étanches ventilées. Celles-ci sont reliées au réseau d'air de travail (SAT) via une unité de filtration sécurisée (UFS) et des flexibles. Les inspecteurs ont constaté dans le BR4 que certains raccords d'UFS étaient verrouillés par des « menottes » alors que d'autres ne l'étaient pas sans justification évidente. Demande n°B.2 : Je vous demande de me préciser et de justifier votre position sur le choix de la mise en place ou non des menottes au niveau des raccords des UFS. ## C. Observations C.1 : Au niveau de la laverie, les inspecteurs ont constaté la présence de plusieurs fuites provenant très vraisemblablement de la toiture du bâtiment. Des seaux étaient d'ailleurs en place à différents endroits dont un dans des escaliers d'accès. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois des remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération. La cheffe de la division de Strasbourg Signée par Camille PERIER
INSSN-STR-2022-0858	Référence courrier : CODEP-STR-2022-019114 Madame la directrice du centre nucléaire de production d'électricité de Fessenheim BP n°15 68740 FESSENHEIM Strasbourg, le 13 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Thème : Contrôle des chantiers N° dossier : INSSN-STR-2022-0858 Références : [1] CC.P/0101 Rév. 1 - Procédure d'examen par ultrasons manuels des coudes RIS et RRA 12'' et 14'' des paliers REP 900 MWe et 1450 MWe - Recherche de fissures en paroi interne. [2] Mode opératoire applicable à l'examen par ultrasons des abords de soudures des lignes auxiliaires du CPP du palier 900 Mwe pour la recherche de fissure par corrosion sous contrainte, référencé D309522006029 ind. A. [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 inopinée a eu lieu le 7 mars 2022 au centre nucléaire de production d'électricité de Fessenheim sur le thème des contrôles des tuyauteries auxiliaires du Circuit Primaire Principal (CPP) menés dans le cadre de la découverte de défauts de corrosion sous contrainte (CSC) sur certains réacteurs du parc. 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 portait sur le contrôle des activités d'examen par ultrasons réalisées sur le CNPE de Fessenheim à la suite de la découverte de dégradations par corrosion sous contrainte sur certains réacteurs du parc. Les inspecteurs ont ainsi examiné les conditions de réalisation des contrôles mis en œuvre par votre prestataire sous l'angle du respect de la procédure [1] et [2], de la surveillance des opérations par EDF et des conditions de radioprotection sur le chantier. Cette inspection s'est déroulée en plusieurs séquences : le 7 mars par une inspection inopinée sur le site de Fessenheim, principalement dans le bâtiment réacteur au cours de laquelle la phase de relevé de profil des soudures était mise en œuvre, le 8 et 9 mars par un échange à distance avec respectivement la direction industrielle d'EDF en charge de la surveillance technique des contrôles et le prestataire. Enfin, ultérieurement, un contrôle documentaire a été réalisé portant sur la qualité finale des rapports de contrôles, des fiches de non-conformité et sur le contenu des programmes de surveillance mis en œuvre. En ce qui concerne l'aspect technique de l'intervention, il ressort de cette inspection une bonne mise en œuvre de la procédure [1] et du référentiel de surveillance des intervenants extérieurs. Cependant, les inspecteurs ont relevé la présence de plusieurs sacs de déchets potentiellement contaminés débordants et des dispositions de prévention et de contrôle du risque de contamination peu compatibles avec les conditions opératoires du chantier. Enfin, le contrôle documentaire réalisé postérieurement à la visite sur site a mis en évidence un certain nombre de questionnements et d'observations. ## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Déchets Lors de la visite dans le bâtiment réacteur, les inspecteurs ont relevé, sur le chantier contrôlé, que les sacs de déchets potentiellement contaminés, situés au niveau des sauts de zone et à disposition des intervenants, débordaient. Les inspecteurs ont bien noté que des actions correctives ont été engagées suite à ces constats. Cependant, au vu de la situation d'arrêt des réacteurs et du faible volume d'activité en zone nucléaire, ce constat surprend et est possiblement révélateur d'une lacune d'organisation, d'adaptation et de dimensionnement des besoins. Demande n°A.1 : Je vous demande de veiller à ce que les fréquences d'évacuation des déchets produits soient adéquates. Vous me ferez part de votre retour d'expérience à ce sujet vis-à-vis de la situation rencontrée. ## B. Compléments D'Information Adéquation des dispositions de radioprotection Le chantier de réalisation des contrôles par ultrason est identifié comme particulièrement dosant. De ce fait, les temps de présence des opérateurs à proximité des tuyauteries contrôlées doivent être réduits au minimum et toutes activités pouvant être déportées doivent l'être dans une zone de repli à faible débit de dose. Les inspecteurs ont noté qu'un saut de zone était présent entre le local où les contrôles étaient réalisés et la zone de repli située dans l'espace annulaire du bâtiment réacteur. Le passage de ce saut de zone implique à l'entrée le port des équipements de protection individuelle (EPI) et à la sortie le retrait des EPI et un contrôle de non contamination corporelle. La localisation du saut de zone questionne sur son caractère opérationnel et adapté compte tenu de la spécificité de ce chantier impliquant des allées et venues incessantes des opérateurs entre la zone à contrôler et la zone de repli. Ainsi les inspecteurs ont noté l'absence de contrôle de non contamination systématique par les opérateurs de contrôle lors du passage des sauts de zone. Par ailleurs, les inspecteurs s'interrogent sur le niveau de risque de contamination autour des zones à contrôler compte tenu de l'absence de chantier à risque de contamination dans le bâtiment depuis plusieurs mois. Demande n°B.1 : Je vous demande de justifier de la pertinence du choix organisationnel retenu au vu de la spécificité du chantier. Demande n°B.2 : Je vous demande de me transmettre les éléments vous ayant conduit à considérer le chantier comme à risque de contamination. ## Contrôle Technique Les inspecteurs ont noté que le contrôle technique, requis au titre de l'article 2.5.3 de l'arrêté [3], n'est pas identique pour l'examen des soudures F2RCP120 (document 2.402.00164-02/PDQ/008A) et F2RCP125 (document 2.402.00164-02/PDQ/010-A). Ainsi, par exemple la phase 60 (étalonnage des appareils) fait l'objet d'un contrôle technique pour l'un des contrôles mais pas pour l'autre. Demande n°B.3 : Je vous demande de justifier cette différence. ## Contrôle De La Soudure F2Rcp122 Les inspecteurs ont noté sur la fiche de recueil de données manuscrites ayant servie de base à la rédaction du rapport référencé RE n°295/RCP/008-C/001 que celle-ci mentionne à « titre informatif » la réalisation d'un contrôle avec un traducteur à 2.25 MHz 60° sens 1 et 5. Cependant, l'équation 1 de la procédure [1] étant vérifiée et la pente de délardage étant dans les critères requis, ce contrôle n'est pas demandé par la procédure [1] et [2]. Cette extension du contrôle questionne sur la justification de l'exposition du contrôleur lors de cette acquisition. Demande n°B.4 : Je vous prie de m'indiquer s'il y a eu une demande particulière d'extension du contrôle et une motivation particulière à cette acquisition supplémentaire. ## C. Observations C.1 : Validation de la fiche de non-conformité Les inspecteurs ont relevé que la fiche de non-conformité (FNC) relative à l'absence d'eau dans les tuyauteries contrôlées, rédigée par votre prestataire le 24 février 2022 et transmise à EDF le jour même, n'a été formellement validée et signée que le 8 mars soit presque à la fin du chantier. ## C.2 : Documentation Fournie Au Prestataire Les inspecteurs ont relevé que les éléments techniques décrivant la procédure des contrôles à réaliser étaient explicités dans deux documents [1] et [2], ce deuxième document venant modifier et adapter spécifiquement le premier vis-à-vis de la recherche de défaut pour la recherche de CSC. L'absence de document unique et autoportant est source de possible confusion et il aurait été souhaitable de fournir un document autoportant à votre prestataire. Les inspecteurs ont pris bonne note qu'un document unique était en cours de validation début mars. ## C.3 : Erreur Rédactionnelle C.3.1 Les inspecteurs ont noté une erreur rédactionnelle dans le document [2], le logigramme page 9 renvoie au § 7 au lieu du § 9. C.3.2 Les inspecteurs ont noté dans le rapport de contrôle référencé RE n°295/RCP/008-C/001 page 6/6 sur la vue développée que la position de l'indication est indiqué à 42 mm. Cette valeur ne correspond pas à la valeur de Y mentionnée page 2/6, elle situerait en outre l'indication hors des zones contrôlées. ## C.4 : Rapport De Contrôle De La Soudure F2Rcp122 Les inspecteurs ont noté sur la fiche de recueil de données manuscrite ayant servie de base à la rédaction du rapport RE n°295/RCP/008-C/001 que le paramètre « a » a des valeurs de 20 et 18 pour les indication 1 et 2 alors que sur le rapport définitif ces paramètres ont les valeurs de 35 et 37, indiquant de ce fait que le relevé in situ n'a pas été fait par rapport à la ligne périmétrique mentionnée dans la procédure [1]. 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. L'adjointe au chef de la division de Strasbourg Signé par Camille PERIER
INSSN-CAE-2021-0106	Caen, le 28 mars 2022 Référence courrier : CODEP-DRC-2022-013402 Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Recyclage de La Hague BEAUMONT-HAGUE 50 444 LA HAGUE CEDEX Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Thème : Orano Recyclage, site de La Hague, INB nos 116 et 117, atelier NPH et piscines C, D et E, gestion d'une situation accidentelle Code : Inspection INSSN-CAE-2021-0106 du 1er mars 2022 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Courrier Orano ELH-2021-062883 du 28 octobre 2021 ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection inopinée a eu lieu le 1er mars 2022 au sein de l'établissement Orano Recyclage de La Hague. Elle a porté sur la gestion d'une situation accidentelle associée à la piscine d'entreposage de combustibles usés de l'atelier NPH (piscine 901) ou à une piscine C, D ou E de l'INB no 116 ou 117. Plus précisément, cette inspection a notamment porté sur le chantier d'implantation d'une nouvelle tuyauterie fixe permettant un appoint d'eau à fort débit dans la piscine 901 de l'atelier NPH depuis l'extérieur de toute installation, ainsi que sur les dispositions de limitation des conséquences associées à un accident de criticité survenant dans le cadre des opérations de manutention d'assemblages de combustibles en piscine. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, compléments et observations qui en résultent. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection inopinée du 1er mars 2022 a concerné la gestion d'une situation accidentelle associée à une piscine NPH, C, D ou E implantée sur le site de La Hague et exploitée par Orano Recyclage. Cette inspection a notamment porté sur le chantier d'implantation d'une tuyauterie fixe au moyen de laquelle un appoint d'eau dans la piscine 901 de l'atelier NPH sera possible depuis l'extérieur de toute installation, sur les dispositions de limitation des conséquences associées à un accident de criticité survenant dans le cadre des opérations de manutention d'assemblages de combustibles en piscine, ainsi que sur la réalisation de certaines opérations devant être réalisées dans le cas d'une fuite importante de la piscine C. Les inspecteurs ont également réalisé une visite des installations tant à l'intérieur qu'à l'extérieur des bâtiments. Il ressort de cette inspection qu'une attention particulière doit être portée sur la manœuvrabilité des vannes qui équipent les tuyauteries de sauvegarde des piscines, sur la démonstration de la résistance suffisante à la pression de l'eau des tuyaux souples utilisés comme moyen de remédiation, ainsi que le respect des indications du plan d'urgence interne pour ce qui concerne les réserves d'eau déminéralisée associées aux piscines d'entreposage. Un point d'attention concerne aussi la gestion des déchets à l'intérieur de l'enceinte du site qui n'est pas toujours satisfaisante. En outre, les inspecteurs ont relevé des difficultés lors du lancement d'un exercice. Dans un premier temps, il a été demandé aux inspecteurs la possibilité de ne pas réaliser une partie de l'exercice, en raisons de contraintes de co-activités. Après discussions, l'exploitant a accepté de réaliser le scénario prévu par les inspecteurs. Les inspecteurs rappellent que l'objet d'un exercice est d'éprouver la réalisation d'étapes importantes de gestion d'une crise quelles que soient les circonstances, aussi, il est essentiel de mettre en œuvre les moyens nécessaires à leur bon déroulement. Toutefois, lors de la mise en œuvre du scénario, les inspecteurs ont noté favorablement la réalisation des actions demandées, dont le déploiement d'une tuyauterie de sauvegarde par des agents appliquant la consigne associée. Ils ont également relevé de manière positive la qualité de l'entreposage des solutions de gadolinium et la disponibilité du matériel dédié au contrôle de l'activité neutronique dans une piscine dans le cas d'un accident de criticité. ## A Demandes D'Actions Correctives A.1 - Manœuvrabilité Des Vannes Des Tuyauteries De Sauvegarde Une tuyauterie, dite « de sauvegarde », est associée à chacune des piscines et la connexion de cette tuyauterie à un point d'alimentation en eau d'extinction d'un incendie au moyen de tuyaux souples permet l'ajout d'eau dans une piscine si nécessaire. Les inspecteurs ont contrôlé la capacité de l'exploitant à mettre en place des tuyaux souples et la disponibilité des outils permettant de manœuvrer la vanne du point d'alimentation en eau d'extinction d'un incendie. Toutefois, l'exploitant a indiqué aux inspecteurs l'impossibilité de procéder périodiquement ou dans le cadre d'un exercice à l'ouverture d'une vanne qui équipe une tuyauterie de sauvegarde compte tenu des risques associés (mise en communication des atmosphères de l'intérieur d'un bâtiment avec l'extérieur et contamination potentielle de l'intérieur des tuyaux). Les inspecteurs relèvent que la manœuvrabilité d'une telle vanne doit être assurée et contrôlée périodiquement après la mise en place, si nécessaire, de dispositions spécifiques de prévention des risques précités. Demande A.1 : Je vous demande de contrôler la manœuvrabilité des vannes qui équipent les tuyauteries de sauvegarde et d'indiquer dans les RGE associées aux piscines un contrôle périodique de ces vannes incluant leur manœuvrabilité. ## A.2 - Tuyauteries Souples De Sauvegarde Comme indiqué précédemment, les tuyauteries « de sauvegarde » peuvent être connectées à un point d'alimentation en eau d'extinction d'un incendie au moyen de tuyaux souples. En réponse aux questions des inspecteurs, l'exploitant a indiqué que la capacité de résistance à la pression de ces tuyaux souples est périodiquement contrôlée. Il n'a pu cependant transmettre les preuves d'un tel contrôle pour un tuyau souple dédié à la piscine C. Les inspecteurs relèvent que la capacité de résistance à la pression des tuyaux souples doit être suffisante pour constituer un moyen opérationnel de remédiation. Demande A.2 : Je vous demande de vous assurer de la capacité de résistance à la pression suffisante de tous les tuyaux souples de sauvegarde associés à toutes les piscines et d'indiquer dans les RGE associées aux piscines un contrôle périodique de ces tuyaux. ## A.3 - Appoint En Eau Provenant De Réserves Spécifiques Il est fait état, dans le plan d'urgence interne (PUI) du site de La Hague, de réserves (ou cuves tampon) d'eau déminéralisée (ES) pouvant être ajoutée dans une piscine pour laquelle une fuite aurait été détectée. Les capacités en eau de ces réserves sont précisées dans le PUI. Toutefois, les inspecteurs ont relevé que certaines capacités contenaient des volumes d'eau inférieurs à ceux indiqués dans le PUI. A titre d'exemple, les inspecteurs ont relevé que la « cuve tampon d'ES piscine D », d'une capacité de 55 m3 selon les indications du PUI, ne contenait qu'environ 53,8 m3 et que l'alarme de niveau « bas » correspondait à un volume de 45,7 m3. Demande A.3 : Je vous demande de préciser les volumes minimaux d'eau des cuves tampons en ES dédiées aux piscines et d'analyser l'impact des différences entre ces volumes et les capacités indiquées dans le PUI. ## A.4 - Moyen De Suivi D'Un Accident De Criticité Dans Une Piscine Les inspecteurs ont constaté la disponibilité et le parfait état d'équipements permettant de contrôler le niveau d'émission neutronique au cours d'un accident de criticité dans une piscine. Toutefois, l'exploitant a indiqué que ce matériel considéré comme « un ensemble de pièces de rechange » ne fait pas l'objet de contrôle périodique et ne sera contrôlé que préalablement à toute utilisation. Demande A.4 : Je vous demande de définir et mettre en place des dispositions de contrôle du bon fonctionnement des éléments permettant de contrôler le niveau d'activité neutronique au cours d'un accident de criticité dans une piscine. ## A.5 - Suivi Du Chantier D'Implantation De La Tuyauterie D'Appoint En Eau Dans Le Bassin 901 De L'Atelier Nph L'exploitant s'est engagé, dans le cadre de la réunion du groupe permanent d'expert du 2 juillet 2019 dédiée à l'expertise du rapport de conclusion du réexamen périodique de l'INB no 117, à mettre en place une nouvelle tuyauterie d'appoint en eau dans la piscine 901 de l'atelier NPH dans le cas d'une situation accidentelle et ce, avant février 2021. L'exploitant a indiqué à l'ASN, par courrier du 28 octobre 2021 [2], qu'une telle tuyauterie serait opérationnelle en mars 2022. L'exploitant a également indiqué au cours d'une réunion le 3 février 2022 que la mise en œuvre de cette nouvelle tuyauterie interviendrait au cours du mois de juin 2022. Les inspecteurs constatant l'absence de tout élément de cette tuyauterie dans les locaux de l'atelier NPH, il leur a été indiqué que la mise en œuvre de cette nouvelle tuyauterie est toujours prévue en juin 2022, mais que les travaux qui devaient débuter au début du mois de février 2022 ne débuteront qu'au cours du mois de mars 2022. Demande A.5 : Je vous rappelle que le respect des engagements pris auprès de l'ASN ne doit pas souffrir de multiples retards et je vous demande de prendre toutes les mesures nécessaires à la mise en œuvre au plus tôt et avant juin 2022, de la nouvelle tuyauterie d'appoint en eau dans la piscine 901 de l'atelier NPH dans le cas d'une situation accidentelle. ## A.6 - Présence De Déchets Sur Le Site À L'Extérieur De Tout Bâtiment Dans le cadre de cette inspection, lors des déplacements sur le site, les inspecteurs ont relevé la présence de nombreux déchets conventionnels à l'extérieur des bâtiments. En particulier, les inspecteurs ont pu observer la présence d'un morceau de tôle de bardage, de plaques en bois ainsi qu'une plaque en acier et d'une rétention en vinyle dépliée mais non utilisée à proximité d'aéroréfrigérants. Les inspecteurs soulignent que tout déchet non convenablement géré est susceptible d'encombrer ou de dégrader des éléments assurant la protection des intérêts protégés (canalisations d'évacuation des eaux pluviales, aéro-réfrigérants, etc.). En outre, un ancien local dit « de grenaillage » implanté à proximité immédiate des aéro-réfrigérants de l'atelier NPH a été en partie déposé et plusieurs éléments dont des éléments de tuyauteries étaient entreposés en vrac. Là encore, l'évacuation de ces déchets doit être rapidement effectuée pour prévenir tout risque de dégradation d'un aéro-réfrigérant dans le cas d'un vent fort. Demande A.6 : Je vous demande de veiller à la bonne gestion des déchets conventionnels à l'extérieur des bâtiments de votre site, en particulier en ce qui concerne leur collecte et leur évacuation conformément aux règles en vigueur. Vous veillerez dans ce cadre à évacuer au plus tôt les éléments déposés du local dit « de grenaillage » implanté à proximité des aéro-réfrigérants de l'atelier NPH. ## B Compléments D'Information 5 B.1 - Port De La Ceinture De Criticité Les inspecteurs ont constaté au cours de leur visite qu'aucun opérateur intervenant dans les locaux de l'atelier NPH ou associés à une piscine C, D ou E ne porte de ceinture de criticité. Pour rappel, une telle ceinture permet de connaitre précisément la dose reçue par un opérateur dans le cas d'un accident de criticité ; un accident de criticité en piscine constituant à présent un scénario spécifique du plan d'urgence interne du site de La Hague. Interrogé par les inspecteurs sur ce point, l'exploitant n'a pas transmis d'élément justificatif suffisant. Demande B.1 : Je vous demande de transmettre une analyse circonstanciée relative au port de la ceinture de criticité dans les locaux de l'atelier NPH ou dans ceux associés à la piscine C, D ou E. ## C Observations C.1 - Maitrise Du Vieillissement D'Équipements Comme indiqué précédemment, des tuyauteries souples permettent la connexion d'une tuyauterie « de sauvegarde » associée à une piscine à un point d'alimentation en eau d'extinction d'un incendie. Ces tuyauteries associées à la piscine C sont entreposées à l'extérieur de tout bâtiment dans un coffre spécifique en polymère, dont les inspecteurs ont relevé l'état quelque peu dégradé du couvercle. Observation C1 : La remise en état des coffres d'entreposage des tuyauteries souples utilisées pour connecter les tuyauteries de sauvegarde constituerait un point d'amélioration. 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-STR-2022-0813	Référence courrier : CODEP-STR-2022-0015592 Monsieur le directeur EDF UTO 1, avenue de l'Europe CS 30451 MONTEVRAIN 77 771 MARNE LA VALLEE Strasbourg, le 24 mars 2022 Objet : Contrôle de l'approvisionnement des matériels des centrales nucléaires Fournisseur RÜTSCHI, site de production d'Illzach Inspection du 3 mars 2022 Thème : Fournisseurs N° dossier : Inspection n°INSSN-STR-2022-0813 du 3 mars 2022 Références : [1] Arrêté du 7 février 2012 modifié relatif aux installations nucléaires de base Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 3 mars 2022 chez votre fournisseur « RÜTSCHI », situé à Illzach (Haut-Rhin), sur le thème « Fournisseurs ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection du 3 mars 2022 concernait les dispositions mises en œuvre par votre fournisseur « RÜTSCHI » pour respecter les exigences associées à la fabrication de matériels ou composants destinés aux centrales nucléaires et la surveillance exercée par EDF sur ce dernier. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre par votre fournisseur, concernant la fabrication de pompes ainsi que de pièces de rechange pour des pompes actuellement en fonctionnement, apparaît comme satisfaisante vis-à-vis des attendus de la réglementation relative aux installations nucléaires de base [1] qui vous impose des obligations vis-à-vis de vos fournisseurs de matériels. De plus, ce fournisseur est conscient des risques en lien avec les produits contrefaits, frauduleux et suspects (Counterfeit, Fraudulent and Suspect Items - CFSI) et a intégré ces enjeux dans son organisation. Le processus qualité du fournisseur a été évalué au travers de différents aspects comme les audits réalisés en interne mais également des sous-traitants de « RÜTSCHI », ainsi que le suivi et le traitement des écarts. Les inspecteurs ont noté positivement l'organisation mise en place afin de gérer les produits non-conformes au travers de leur identification, leur analyse et leur traitement ainsi que la diffusion de l'information relative à ces produits. Les inspecteurs ont toutefois une demande de compléments relative au suivi de la calibration des équipements de contrôles dimensionnels. ## A. Demandes D'Actions Correctives Pas de demande d'action corrective. ## B. Compléments D'Information Calibration Des Équipements De Mesure Les inspecteurs ont consulté le tableau de suivi des calibrations des équipements de mesures utilisés sur le site de production. Ils ont constaté que certaines échéances de calibrations étaient dépassées, notamment pour des micromètres. Demande n°B.1 : Je vous demande de m'indiquer quelles sont les exigences que vous avez formulées à votre fournisseur en ce qui concerne cette thématique. Vous me préciserez quelles sont les actions de contrôle que vous réalisez. ## C. Observations C.1 Le fournisseur nous a indiqué avoir connaissance des risques en lien avec les produits contrefaits, frauduleux et suspects (Counterfeit, Fraudulent and Suspect Items - CFSI) et l'a intégré à sa politique qualité depuis 2019. Dans le cadre de l'ISO 19443 (audit prévu au second semestre 2022), ce risque sera intégré à leur analyse des risques et les moyens de maitrise mis en place seront définis. Il s'agit d'une bonne démarche à souligner. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération. Le chef de la division de Strasbourg Signé par Pierre BOIS
INSSN-CAE-2022-0094	Caen, le 13 avril 2022 Référence courrier : CODEP-CAE-2022-019147 Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Recyclage de La Hague BEAUMONT-HAGUE 50 444 LA HAGUE CEDEX Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Thème : Orano Recyclage, site de La Hague, Projets de reprise et de conditionnement des déchets anciens Code : Inspection INSSN-CAE-2022-0094 du 1er mars 2022 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Courrier CODEP-CAE-2020-004780 du 17 janvier 2020 [3] Courrier CODEP-CAE-2021-036137 du 28 juillet 2021 [4] Décision n°2014-DC-0472 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 9 décembre 2014 relative à la reprise et au conditionnement des déchets anciens dans les installations nucléaires de base n°33 (UP2-400), n°38 (STE2), n°47 (ELAN IIB), n°80 (HAO), n°116 (UP3-A), n°117 (UP2-800) et n°118 (STE3) [5] Courrier CODEP-CAE-2021-009834 du 16 février 2021 [6] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu le 1er mars 2022 au sein de l'établissement Orano Recyclage de La Hague. Elle a porté sur le pilotage des projets menés par la direction des grands projets. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection annoncée du 1er mars 2022 a concerné le pilotage des projets menés par la direction des Grands Projets (DGP) sur le site de La Hague. Elle a porté sur le projet de reprise et de conditionnement des déchets (RCD) du silo HAO1 de l'INB n°80 et sur le projet de nouvelle concentration de produits de fission (NCPF) des INB nos 116 et 117. Contrairement au projet NCPF qui est un projet « neuf », le projet de RCD du silo HAO présente de plus fortes incertitudes sur les données de base et s'insère dans une installation « ancienne ». Les inspecteurs ont examiné les modalités de prise en compte des recommandations issues des revues approfondies menées sur les grands projets. Ils ont porté une attention particulière à la gestion des transferts des installations, entre les équipes en charge de la construction et les équipes en charge des essais d'une part, entre les équipes en charge des essais et celles en charge de l'exploitation d'autre part. Les inspecteurs notent favorablement, pour les projets de reprise et de conditionnement des déchets anciens en général, et pour le projet de RCD du silo HAO en particulier, le travail engagé pour le renforcement des exigences définies associées à l'activité importante pour la protection2 (AIP) relative aux études et modifications ainsi que la mise en œuvre d'une procédure de gestion et de surveillance des plannings. Cela doit contribuer, conformément aux attentes de l'ASN, à améliorer le suivi des projets de RCD pour lesquels Orano recyclage n'a pas démontré la maîtrise des plannings alors que la reprise des déchets anciens est un enjeu majeur de sûreté étant donné le niveau de sûreté des entreposages actuels qui n'est pas satisfaisant. Au vu du contrôle par sondage effectué, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site de La Hague pour tirer et prendre en compte, au sein de la direction des grands projets, le retour d'expérience des projets « neufs » et de RCD, apparaît satisfaisante. Toutefois, s'agissant du pilotage des projets, les inspecteurs considèrent qu'Orano Recyclage doit prendre toutes les dispositions pour améliorer la gestion des problématiques contractuelles liées à la reprise des études ou des essais dans le cadre de la préparation à la mise en service de la cellule de reprise des déchets du silo HAO. ## A Demandes D'Actions Correctives A.1 - Etanchéité Au Niveau Du Tunnel Entre La Cellule De Reprise Des Déchets Du Silo Hao Et L'Atelier R1 Le scénario associé au projet de reprise et de conditionnement des déchets du silo HAO prévoit la reprise des déchets contenus dans la cuve du silo pour les conditionner dans des fûts ECE3 puis le tranfert de ces fûts via l'atelier R14 vers l'atelier ACC5 où les déchets seront compactés. Pour tenir compte des flux de production, les fûts ECE provenant du silo HAO pourront être temporairement entreposés dans l'atelier D/E EDS6. Lors de l'inspection de décembre 2019 [2], les inspecteurs avaient noté la détection d'écarts en lien avec la construction lors de la réalisation des essais préalables à la mise en service de la cellule de reprise, nécessitant la réalisation de travaux complémentaires et la reprise des essais. C'était le cas par exemple des travaux liés à l'étanchéité entre la cellule de reprise du silo HAO et le tunnel de transfert vers l'atelier R1. Il faut noter qu'il existe un risque de rétrodiffusion de la contamination de la cellule de reprise vers le tunnel. Le 1er mars 2022, les inspecteurs ont examiné la fiche de modification d'études, approuvée en février 2021, d'une solution d'étanchéité au niveau du dispositif d'accostage des fûts ECE de la cellule de reprise du silo HAO pour leur transfert par navette sur rails vers l'atelier R1. Le défaut d'étanchéité a en effet été détecté entre le poste d'accostage et le génie civil du tunnel. Vos représentants ont indiqué que le délai important de traitement du défaut d'étanchéité entre la cellule de reprise du silo HAO et le tunnel vers l'atelier R1 était lié à des difficultés contractuelles. Demande A.1 : Je vous demande de prendre toutes les dispositions pour traiter, dans les meilleurs délais, et de façon définitive, le défaut d'étanchéité au niveau du tunnel entre la cellule de reprise des déchets du silo HAO et l'atelier R1. Vous me communiquerez les résultats des essais d'étanchéité. Vous tirerez le retour d'expérience du traitement de cet écart en m'indiquant les dispositions prises pour éviter le renouvellement en particulier de ce type de problématiques contractuelles afin de ne pas pénaliser les plannings des projets de RCD. ## B Compléments D'Information B.1 - Gestion Des Transferts En réponse au point B.1 de la lettre de suites [3] de l'inspection de juillet 2021, vous avez transmis l'état d'avancement des actions en lien avec l'analyse du retour d'expérience du projet de reprise et de conditionnement des déchets (RCD) du silo 1307, qui n'étaient pas soldées à la date de l'inspection. S'agissant de l'action relative à la gestion des transferts, vous avez indiqué que le sujet faisait l'objet d'un groupe de travail piloté par un personnel de la direction des Grands Projets. Vous avez indiqué également que le planning des actions du groupe de travail était synchronisé sur les étapes clés du projet NCPF afin d'obtenir une validation par application directe sur le terrain. Le 1er mars 2022, les inspecteurs ont examiné l'avancement des actions du groupe de travail. Vos représentants ont indiqué que le groupe de travail, lancé à la fin de l'année 2021, avait défini les livrables attendus. Pour chaque type de procès-verbal, une trame sera proposée. Conformément aux réflexions déjà menées par l'équipe du projet NCPF avec la cellule de démarrage, différents types de procès-verbaux sont proposés pour les différentes étapes clés du projet. Il peut s'agir de procèsverbal pour consignations ou de procès-verbal pour exploitation. Une commission de sûreté devra par ailleurs statuer sur le démarrage des installations. Vos représentants ont précisé que le référentiel méthodologique pour les transferts était en cours d'évolution et qu'il serait à terme présenté à la gouvernance. Conformément à votre engagement pris par courrier de réponse à la lettre de suites [3], le processus sera inséré dans le plan de management des projets de la direction des Grands Projets. Demande B.1 : Je vous demande de me communiquer la mise à jour du référentiel méthodologique pour les transferts. ## B.2 - Revues Approfondies La prescription [ARE-LH-RCD-13] de la décision de l'ASN du 9 décembre 2014 [4] demande que « l'exploitant procède périodiquement à une revue approfondie du projet de reprise et de conditionnement des déchets et de son système de management dans le but d'en évaluer la performance, d'identifier les améliorations possibles et de programmer la mise en œuvre des améliorations retenues ». En réponse au point B.1 de la lettre de suites [5] de l'inspection de décembre 2020, vous avez transmis la liste des thèmes sur lesquels ont porté les actions mises en œuvre à l'issue des revues approfondies menées depuis 2015 conformément à la décision de l'ASN du 9 décembre 2014. Le 1er mars 2022, vos représentants ont précisé que le suivi des plans d'action associés aux recommandations de l'inspection générale en charge des revues approfondies, était réalisé par la DGP et par la direction de la sûreté de l'établissement de La Hague. Ils ont précisé également que la mise en œuvre des actions est déclinée dans les mises à jour du plan de management des projets de DGP. La dernière mise à jour faite en 2020 prend par exemple en compte le renforcement des exigences définies associées à l'activité importante pour la protection relative aux études et modifications. Cela apparaît satisfaisant. Les inspecteurs ont relevé qu'une seule action restait à mettre en œuvre concernant, en lien avec la déclinaison de l'arrêté [6], « l'amélioration de la gestion de l'ensemble des activités de contrôles, d'évaluation et de surveillance en vue de les proportionner aux enjeux de sûreté ». Demande B.2 : Je vous demande de me communiquer les éléments qui permettent de solder la mise en œuvre de l'action relative à l'amélioration de la gestion de l'ensemble des activités de contrôles au titre de l'arrêté [6]. ## B.3 - Extinction Incendie Dans La Cellule De Reprise Des Déchets Du Silo Hao Dans un contexte de nombreuses difficultés rencontrées lors des essais préalables à la mise en service de la cellule de reprise des déchets du silo HAO, vous avez mené une revue approfondie du projet de RCD correspondant à la fin de l'année 2020. Vous avez défini alors un plan de « redressement ». Les actions issues de ce plan de redressement ont été examinées par une équipe dédiée en mai 2021 et les échéances de réalisation associées ont été définies. Ces actions concernent par exemple des modifications matérielles visant à permettre la maintenance à distance des équipements du procédé. Certaines actions concernent la sûreté, et notamment la maîtrise du risque lié à l'incendie. Le 1er mars 2022, les inspecteurs ont examiné le compte-rendu de la réunion de mai 2021. Ils ont relevé l'action relative à la maîtrise du risque lié à l'incendie dans la cellule de reprise des déchets. Vos représentants ont indiqué que des réunions avait eu lieu avec le fournisseur en septembre 2021 puis en février 2022 et que des essais chez le fournisseur étaient prévus pour des résultats attendus en septembre 2022. Demande B.3 : Je vous demande de me communiquer les résultats des essais prévus chez le fournisseur. Vous m'indiquerez les adaptations nécessaires sur site ainsi que les échéances associées à la mise en œuvre de ces adaptations. ## 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 6
INSSN-CAE-2022-0118	Référence courrier : CODEP-CAE-2022-010806 Caen, le 28 février 2022 Monsieur le Directeur de l'établissement ORANO Recyclage de La Hague BEAUMONT HAGUE 50444 LA HAGUE Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base. Etablissement Orano Recyclage de La Hague - INB n°116 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0118 du 22/02/2022 Visite générale de l'atelier T1. Référence : [1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 22 février 2022 sur le site Orano Recyclage de La Hague ayant pour thème la visite générale de l'atelier T1. 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 visite générale de l'atelier T11. L'exploitant a fait un point sur l'actualité de ses installations. En particulier, l'inspection a abordé l'évacuation des débris situés en cellule de dissolution et le vieillissement de certains équipements du procédé. La gestion de l'évacuation de la puissance thermique de certains équipements a été examinée. Une visite en salle de conduite et dans les installations a permis d'examiner les conditions d'exploitation de l'atelier (conduite des installations, gestion de l'évacuation de la puissance thermique de certains équipements) et des sujets en lien avec les thèmes précédents. Enfin, les inspecteurs ont fait le point sur les suites d'inspections et d'événements. Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs estiment que l'organisation mise en place pour l'exploitation de l'atelier T1 sur le thème de la visite générale est satisfaisante. En particulier, l'équipe d'inspection a relevé la poursuite de la démarche apprenante pour les opérations d'évacuation des débris situés en cellule de dissolution. Néanmoins, la traçabilité des opérations liées au remplissage des bacs, leur implantation et les appoints en eau déminéralisée doit être assurée de façon plus rigoureuse. Par ailleurs, l'exploitant doit rester vigilant sur le respect des critères de remplissage des bacs et de noyage sous eau des débris. La gestion des indisponibilités d'équipements fait l'objet d'une description des actions à réaliser dans différents documents d'exploitation sur lesquels les équipes d'exploitation savent se référer. Cependant, l'inspection a montré que les conduites à tenir concernant l'indisponibilité d'équipements liés à l'évacuation de la puissance thermique devaient être clarifiées. Concernant le vieillissement de certains équipements, de prochains contrôles sont prévus en 2022 sur le rinceur acide à embouts et sur la goulotte 2220A-26. Enfin, il a été relevé la bonne pratique de transposer dans les gammes de maintenance le suivi de la tension des courroies suite au réexamen de l'INB no 117. ## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Bacs À Débris En Cellule De Dissolution Lors des opérations de nettoyage mécanique des dissolveurs de l'atelier T1, des débris sont générés. Ceux-ci sont entreposés dans des bacs en cellule de dissolution avant l'évacuation de leur contenu. L'exploitant a présenté l'état d'avancement des opérations d'évacuation des bacs à débris de l'atelier T1. Les règles générales d'exploitation (RGE) de l'atelier T1 prévoient leur évacuation dans des fûts navette en respectant une masse limitée par fût. Afin d'assurer la connaissance et la traçabilité de l'entreposage des débris, la consigne ELH-2014-017587 de gestion des bacs à débris en cellule de dissolution prévoit que l'exploitant réalise un suivi des bacs à débris en remplissant une fiche de remplissage de chaque bac (nature et estimation de remplissage) ainsi qu'un plan d'implantation des bacs en cellule. Les inspecteurs ont relevé que la périodicité de mise à jour des documents présents en salle de conduite n'était pas définie. En particulier, ils ont relevé que le plan d'implantation et la fiche du bac numéroté 71 ne prenaient pas en compte les dernières opérations réalisées sur celui-ci. Les inspecteurs relèvent que cette pratique ne permet pas d'avoir une connaissance précise en salle de conduite de l'état de l'entreposage des bacs à débris en cellule de dissolution. Demande A1 : Je vous demande de prendre les dispositions permettant de tenir à jour les fiches de remplissage de chaque bac présent en cellule de dissolution, ainsi que le plan d'implantation de ces bacs, afin d'avoir une connaissance précise de l'état de l'entreposage en cellule de dissolution. Ces débris peuvent contenir des matières pyrophoriques. Afin de prévenir le risque d'inflammation associé, l'exploitant prévoit dans la consigne visée ci-dessus de limiter le niveau de remplissage des bacs afin de laisser une hauteur disponible en partie supérieure. Un gabarit télémanipulable est prévu pour confirmer le volume libre en ciel de bac. De plus, les bacs sont remplis en eau déminéralisée de façon à recouvrir les débris. Une vérification hebdomadaire du remplissage en eau des bacs est à réaliser par l'exploitant. Les inspecteurs ont relevé en cellule de fond de dissolution que, suite à des opérations récentes, le bac numéroté 201 contenait des débris de décroutage ne laissant pas le volume libre nécessaire et qu'il n'était pas recouvert d'eau déminéralisée. L'exploitant a pris les mesures immédiates pour corriger cette situation. Par ailleurs, le gabarit à utiliser pour confirmer le volume libre n'a pas pu être présenté aux inspecteurs. Enfin, les deux dernières fiches de vérification hebdomadaire du remplissage en eau des bacs à débris n'ont pas été complétées et n'ont pas pu être présentées aux inspecteurs. Le jour de la visite avait lieu la ronde hebdomadaire de vérification. Demande A2 : Je vous demande d'assurer de manière robuste les mesures de prévention liées au risque de pyrophoricité dans les bacs à débris présents en cellule de dissolution en assurant le respect de la limite de remplissage des bacs à débris, en confirmant cette limite par l'usage du gabarit, en assurant l'immersion des débris sous eau déminéralisée et en assurant la traçabilité de la vérification hebdomadaire du bon remplissage en eau des bacs à débris. ## Evacuation De La Puissance Thermique Des Cuves De Liquides Actifs L'atelier T1 dispose de cuves de liquides actifs à dégagement calorifique notable (solution de dissolution de l'unité de clarification, suspensions de fines de l'unité de clarification). Ces cuves disposent d'équipements de surveillance (température) et sont refroidies par des boucles de refroidissement en eau qui font également l'objet de surveillance (débit, fonctionnement des pompes…). Les règles générales d'exploitation (RGE) de l'atelier T1 prévoient la gestion des indisponibilités des différents équipements de refroidissement et des équipements de surveillance des cuves et du refroidissement. Les inspecteurs ont noté qu'en cas d'indisponibilité des équipements liés au refroidissement ou à la surveillance du refroidissement, l'exploitant se référait à la consigne générale d'exploitation de l'unité concernée. Ce document décrit les actions à réaliser. Cependant, les inspecteurs ont relevé que le document manquait de clarté concernant la recherche de la conduite à tenir dans la mesure où la recherche par fonction ne conduisait pas à la mise en œuvre de la mesure compensatoire contrairement à la recherche par équipement. Demande A3 : Je vous demande d'apporter les modifications documentaires permettant de clarifier l'articulation des actions prévues dans les règles générales d'exploitation, la consigne générale d'exploitation et la conduite à tenir en cas de perte d'équipements liés au refroidissement des cuves de liquides actifs ou en cas de perte d'équipements de surveillance. L'exploitant s'assure lors d'une tâche périodique que le vase d'expansion du circuit interne de l'atelier T1 est bien rempli en eau et assure son appoint le cas échéant. Les inspecteurs ont noté en salle 671.2 que le niveau du vase d'expansion du circuit interne de l'atelier T1 était conforme. Cependant, ils ont relevé que la fiche présente dans cette salle ne référençait pas la cuve et pouvait prêter à confusion. Demande A4 : Je vous demande d'indiquer clairement la référence du vase d'expansion dans la fiche de relevé présente en salle 671.2. ## Exercices « Dpc » Suite à l'inspection INSSN-CAE-2017-04412, l'exploitant avait pris l'engagement de formaliser les modalités d'approvisionnement en azote liquide nécessaire pour le noyage de la DPC3 lors d'une situation de crise. Les inspecteurs ont relevé que les modalités d'approvisionnement prévues actuellement ne concernaient pas la situation de crise, mais une situation de fonctionnement normal. Demande A5 : Je vous demande de finaliser la formalisation de l'approvisionnement en azote liquide en situation de crise concernant le noyage de la DPC. B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES Sans objet C. OBSERVATIONS Sans objet Vous voudrez bien me faire part sous deux mois des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à 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-2022-0156	Référence courrier : CODEP-CAE-2022-014665 Caen, le 21 mars 2022 Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50 340 LES PIEUX Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Flamanville, INB n° 109 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0156 des 24, 28 février et 7 mars 2022 Thème : inspections de chantier réacteur à l'arrêt 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 prévu à l'article L. 592-22 du code de l'environnement, plusieurs inspections de chantiers inopinées ont eu lieu le 24 et 28 février 2022, ainsi que le 7 mars 2022 au CNPE de Flamanville, au cours de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n° 2 du CNPE de Flamanville. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. ## Synthese De L'Inspection Au cours de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n° 2 de la centrale nucléaire de Flamanville, 3 inspections de chantiers inopinées ont été effectuées entre le 24 février et le 7 mars 2022. Au cours de ces inspections, l'inspecteur s'est rendu : - le 24 février 2022 : Au sein des locaux des pompes du circuit de traitement et de refroidissement de l'eau de piscine (PTR), ainsi que dans le bâtiment réacteur (BR) où il a examiné les conditions d'intervention de sécurisation de l'accès à la machine de nettoyage (MDN) au-dessus de la piscine BR. Il a également vérifié et contrôlé les conditions d'entreposage des matériels au voisinage des recombineurs autocatalytiques passifs (RAP), l'état des armoires de commande des soupapes SEBIM et l'état des tuyauteries qui s'y raccordent, et les conditions d'intervention du chantier de contrôle des soudures des tuyauteries du système d'injection de sécurité (RIS). Par ailleurs, il s'est rendu dans les locaux du diesel de secours 2LHQ afin de contrôler l'état des bâches de stockage de fioul et des tuyauteries afférentes. Enfin, il a visité les locaux concernés par un débordement d'eau dans les gaines du système de ventilation du bâtiment des auxiliaires nucléaires (DVN) afin d'en évaluer l'avancement des opérations d'assainissement. - le 28 février 2022 : Il a contrôlé le chantier de renforcement des supportages du filtre U5 sur le toit du bâtiment combustible, et examiné les conditions d'intervention des chantiers de séchage des générateurs de vapeur préalables à la réalisation des examens télévisuels (ETV) et le chantier de contrôle des manchettes thermiques au sein du bâtiment réacteur. L'inspection s'est poursuivie en salle par l'examen des documents en lien avec les contrôles du pont 2DMR001PR, de la fiche de gestion de l'aléa d'engorgement des gaines du système de ventilation du bâtiment des auxiliaires nucléaires (DVN), du contrôle de câblage en lien avec l'écart de conformité 510 et du contrôle du montage des diodes des systèmes de contrôle commande rénovées suite aux modifications en lien avec les VD3. - le 7 mars 2022 : L'inspecteur a contrôlé au sein du bâtiment réacteur une intervention de récupération de corps migrant dans le générateur de vapeur 41, a examiné l'activité de remise en conformité du supportage de l'évent de la bâche 2ASG251ZE, ainsi que le remplacement de divers flexibles d'alimentation en air, fioul ou huile sur le diésel de secours 2LHQ. Il s'est également rendu en station de pompage où se déroulaient des interventions sur la vanne 2SEC014VC et sur le réducteur 2CFI312RR. Au vu de cet examen par sondage, l'inspecteur considère que l'organisation définie et mise en œuvre pour le suivi de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n°2 est perfectible notamment pour ce qui concerne le suivi des prestataires et la surveillance sur le terrain des chantiers. Par ailleurs, les inspections ont permis de constater des manquements dans la formalisation et la traçabilité des actions réalisées dans le cadre de la gestion des aléas. L'ASN ayant placé le CNPE de Flamanville 1 et 2 en surveillance renforcée depuis le 11 septembre 2019, nous vous demandons d'inscrire toutes les actions que vous jugerez nécessaires en réponse à cette lettre de suites en cohérence avec le plan de management de la sûreté que vous vous êtes engagé à mettre en œuvre depuis 2019. ## A Demandes D'Actions Correctives Suivi Des Intervenants Lors de l'inspection du 24 février 2022, l'inspecteur a examiné les documents d'intervention liés à la sécurisation de l'accès à la machine de nettoyage (MDN). Il a constaté que le risque FME1inhérent à cette intervention du fait qu'elle se déroule sur le pont au-dessus de la piscine du bâtiment réacteur n'était pas signalé dans le dossier de suivi d'intervention (DSI). Par ailleurs les tâches listées dans le DSI n'étaient pas propres à l'intervention en cours mais concernaient la mise en place d'un échafaudage d'une manière générale. L'inspecteur a fait état de ces écarts lors de la restitution réalisée à l'issue de l'inspection, et vos représentants ont précisé que le nécessaire serait fait pour que l'intervention se poursuive après que les modifications soient apportées au DSI. Le 28 février, l'inspecteur s'est rendu à nouveau sur le CNPE et a constaté que l'intervention de sécurisation de l'accès à la MDN citée ci-dessus était terminée. Il a souhaité examiner le DSI modifié comme annoncé par vos représentants le 24 février. Il a relevé que si le risque FME avait bien été ajouté dans le DSI, les parades associées n'étaient pas du tout liées aux risques d'une intervention au-dessus de la piscine mais plutôt à une intervention dans une capacité. Il a relevé que le DSI n'avait pas été signé par vos représentants, que les tâches listées n'étaient toujours pas en rapport avec celles effectivement réalisées, et que les vérifications sur les éléments d'échafaudages installés n'avaient aucun rapport avec ceux effectivement mis en place. De plus l'analyse de risque prévoyait une intervention en zone radiologique classée orange, ce qui n'était pas le cas pour cette intervention. Demande A.1.1 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour que les documents d'intervention soient en rapport avec le chantier concerné. Je vous demande de relier cette action avec la démarche des fondamentaux métiers que vous avez déployés dans le cadre de votre plan de management. Demande A.1.2 : Je vous demande de m'apporter les éléments justifiants que, malgré les remarques faites en inspection et votre engagement à l'issue de cette dernière, les actions nécessaires n'ont pas été engagées avant la reprise du chantier. ## Transmission Des Compte-Rendu Des Comités Alara Lors de l'inspection du 24 février 2022 sur le chantier de contrôle des soudures des tuyauteries du circuit d'injection de sécurité (RIS), l'inspecteur a relevé que les intervenants ne possédaient pas le compte-rendu du comité ALARA qui avait eu lieu en lien avec l'intervention. Les échanges avec les opérateurs ont permis de constater qu'ils n'avaient pas eu connaissance de ce document préalablement à l'exécution de l'activité. Le compte-rendu mentionnait notamment le fait qu'il fallait éviter les « primo intervenants » sur cette intervention. Or l'inspecteur a relevé que l'aide du contrôleur réalisait cette activité pour la première fois, et qu'il n'apparaissait pas sur l'organigramme présent dans les documents sur le chantier. L'organigramme à jour a ensuite été présenté à l'inspecteur. Demande A.2 : Je vous demande de transmettre systématiquement le compte-rendu des comités ALARA aux intervenants concernés, et de justifier la présence d'un primo intervenant sur l'intervention ci-dessus mentionnée. ## Documents D'Intervention (Liste Des Documents Applicables) Lors de l'inspection du 28 février 2022, l'inspecteur a examiné les documents en lien avec l'intervention de séchage du générateur de vapeur n° 41. Il a relevé que les intervenants n'ont pas pu présenter la liste des documents applicables (LDA) en lien avec l'activité. Cette liste a été présentée à l'inspecteur l'aprèsmidi de l'inspection en salle. Il a relevé que des documents appliqués le matin par les intervenants n'avaient pas l'indice de révision en accord avec cette LDA, et ce notamment concernant la procédure de mise en œuvre du séchage. L'inspecteur s'est également rendu sur le chantier de contrôle de la conformité des manchettes thermiques ou il a constaté que les intervenants ne disposaient également pas de la LDA. Demande A.3 : Je vous demande de prendre des mesures afin que les intervenants disposent des documents à jour en lien avec leur activité conformément à vos procédures. ## Interventions Dans Le Bâtiment Réacteur Lors des différentes inspections, il a été relevé : - des chariots portant du matériel lourd (barres d'échafaudage par exemple) non freinés à proximité d'équipement important pour la protection des intérêts (EIPS), - du matériel entreposé contre les recombineurs autocatalytiques passifs (RAP) malgré le balisage mentionnant « matériel sensible - entreposage interdit ». Demande A.3 : Je vous demande de prendre des dispositions afin que l'agencement des chantiers ne remette pas en cause l'intégrité de matériels classés EIPS. ## B Demandes D'Informations Complementaires Contrôle Des Tuyauteries Inter-Cuves De Fioul Des Diesels De Secours Lors de l'inspection du 24 février 2022, l'inspecteur a relevé une corrosion significative sur la tuyauterie reliant les deux cuves de stockage de fioul du diesel 2LHQ. Il a également relevé la présence d'une couche de graisse sur une partie de cette tuyauterie, et une coulure de corrosion le long de la bâche 2LHQ600BA vraisemblablement due à un écoulement d'eau en provenance du plafond du local générant de la corrosion en partie supérieure de la cuve. Vos représentants n'ont pas pu justifier ces différents constats. Au cours de l'inspection, vos représentant ont faits mention d'une situation similaire en 2010 où la même tuyauterie inter-cuve avait percé. Demande B1.1 : Je vous demande de m'informer des actions que vous allez mener afin de vous assurer de la tenue de cette tuyauterie et des éventuelles actions correctives que vous allez mettre en œuvre. Demande B1.2 : Je vous demande également d'apporter les éléments justifiant la présence de graisse sur la tuyauterie, et les éventuelles actions de remédiation engagées. Demande B1.3 : Je vous demande de me transmettre les derniers rapports des contrôles réalisés dans le cadre du programme de base de maintenance préventive (PBMP) sur ces équipements, et d'étendre l'analyse au réacteur n°1. ## Gestion Des Aléas Lors des inspections du 24, 28 février et 7 mars 2022 l'inspecteur a examiné les conditions d'assainissement des locaux concernés par le débordement d'eau contaminée au travers des gaines du réseau du système de ventilation du bâtiment des auxiliaires nucléaires (DVN). Dans la fiche de gestion de cet aléa, il a noté que l'assainissement du local 2 NA0722 a été soldé le 9 février 2022 alors que le 7 mars l'accès était toujours limité, une zone d'habillage/déshabillage était toujours en place et un balisage indiquait des actions d'assainissement en cours. Les cartographies de libération du local n'ont pas pu être transmises avant le 18 mars 2022. Lors des échanges avec vos représentants, il a été précisé que l'eau a été récupérée dans le puisard des drains de plancher du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) au sein du local 2NA0428. Or la fiche de gestion d'aléa ne mentionne pas ce local. Le plan d'action management présenté en 2019 comportait un fondamental en lien avec la gestion des aléas, qui ne semble pas avoir été suivi pour ce qui concerne cet évènement. Demande B2 : Je vous demande de m'informer des dispositions que vous allez mettre en œuvre afin de gérer au mieux les aléas conformément à votre fondamental. C Observations Concernant la gestion d'un aléa, l'inspecteur vous rappelle qu'une demande similaire avait déjà été formulée dans la lettre de suites des inspections de chantier réalisées au cours de la visite décennale 2VD232. 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 Gaetan LAFFORGUE-MARMET
INSSN-CAE-2022-0195	Référence courrier : CODEP-CAE-2022-013138 A Caen, le 11 mars 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, INB n°103, 104, 114 et 115 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0195 du 1 er mars 2022 Inspection sur la thématique post Fukushima + 10 ans Références : [1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] - Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] - Décision n°2012-DC-0288 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 26 juin 2012 fixant à EDF-SA des prescriptions complémentaires applicables au site électronucléaire de Paluel (Seine-Maritime), au vu des conclusions des évaluations complémentaires de sûreté des INB n°103, 104, 114 et 115 [4] - Instruction de sûreté des matériels mobiles de sureté et matériels mobiles PUI des tranches 1, 2, 3 et 4 de Paluel (référence D453809310678) ## 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 1 er mars 2022 au CNPE de Paluel 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. ## Synthese De L'Inspection L'inspection en objet visait à contrôler la mise en œuvre des prescriptions techniques (PT) complémentaires issues des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) 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 ASN du 26 juin 2012, dont celle relative aux INB de Paluel en référence [3]. Dans ce cadre, les inspecteurs ont réalisé, par sondage, une analyse et un contrôle de la bonne intégration au sein du CNPE de Paluel des dispositions organisationnelles et matérielles faisant suite à plusieurs PT-ECS. L'équipe d'inspection a également contrôlé l'une des quatre bases nationales de la force d'action rapide du nucléaire (FARN) située à proximité du site, qui dispose de ses propres moyens pouvant être mis en œuvre en situation de crise. Au vu de cet examen par sondage, et à ce jour, l'avancement du programme de modifications postFukushima est à l'attendu sur le site de Paluel, et les suites des prescriptions techniques (PT-ECS) de la décision ASN du 26 juin 2012 en référence [3] sont correctement appliquées. En effet, les inspecteurs ont constaté une mise en œuvre opérationnelle et un stockage rigoureux des matériels locaux de crise (MLC), que ce soit au sein des locaux de tranche (salle de commande, locaux technique de crise de tranche, …) ou sur la plateforme MLC (containers extérieurs). Aussi, 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 de constat majeur. Enfin, la visite des locaux de la FARN a permis de constater d'une manière générale la bonne tenue des locaux et le respect des modalités du chargement des matériels des convois. Néanmoins, l'inspection a permis de mettre en évidence des lacunes dans la réalisation de la formation sur la thématique « séisme » des agents des différents métiers de la conduite, ainsi que quelques écarts relatifs à la mise en œuvre et au suivi de plusieurs matériels nécessaires en situation de crise. ## A. Demandes D'Actions Correctives Pt-Ecs-1.4.D - Moyens Mobiles De Mesures Météorologiques Et Environnementales Au travers de l'instruction en référence [4], vous avez décliné sur le CNPE de Paluel la directive interne n° 115 relative aux matériels locaux de crise. Dans les fiches n° 26 A et B de cette instruction, vous avez notamment défini la présence de quatre sondes « gamma tracer spider radio transmise ». Lors des échanges, vous avez indiqué aux inspecteurs que ces équipements sont présents sur site depuis 2014, mais qu'ils sont actuellement (le jour de l'inspection) indisponibles pour quelques semaines du fait de leur envoi chez le constructeur pour un contrôle d'étalonnage (à réaliser tous les 3 ans). Vous avez par ailleurs indiqué que ces équipements ne seraient requis qu'à compter du 30 juin 2022. Les inspecteurs estiment que ces équipements sont à considérer comme étant requis dès à présent puisque le site de Paluel en a été doté en réponse à la PT-ECS-1.4.d de la décision ASN n°2012-DC0288 et qu'ils sont identifiés comme moyens pouvant être utilisé en situation de crise au travers de votre instruction en référence [4]. Demande A1 : Je vous demande, dès réception des sondes « gamma tracer spider radio transmise » (après leur contrôle d'étalonnage en cours), de considérer ces équipements comme requis sans attendre le délai du 30 juin 2022 évoqué lors de l'inspection. Par ailleurs, vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser les actions de formation mises en œuvre pour s'assurer de la bonne application par les agents concernés, le cas échéant, de la procédure locale de déploiement et de mise en service de ces sondes, référencée dans les fiches n° 26 A et B de votre instruction en référence [4]. Demande A2 : Je vous demande, dans les meilleurs délais, de mettre en place des actions de formation à la mise en œuvre de votre procédure locale de déploiement et de mise en service des sondes « gamma tracer spider radio transmise », référencée dans les fiches n° 26 A et B de votre instruction en référence [4]. ## Pt-Ecs-10 - Formation Des Différents Métiers De La Conduite Aux Situations De Séisme Afin de répondre à la PT-ECS n°10, EDF a défini un programme de formation spécifique sur la thématique « séisme » pour les différents métiers de la conduite (agents de terrain, opérateur, superviseur, chef d'exploitation), qui doit faire l'objet d'un recyclage tous les 3 ans. Sur le CNPE de Paluel, la dernière session de formation a été réalisée en 2019-2020 et une session est prévue en 20222023. Les inspecteurs ont constaté que la dernière session de formation réalisée sur cette thématique sur la période 2019-2020 n'a permis de former que 142 agents sur les 342 agents des métiers de la conduite. Vos représentants ont justifié cette situation par des difficultés à mettre en place des sessions de formation compte-tenu du contexte sanitaire lié au Covid-19. Demande A3 : Je vous demande de remédier à l'absence de formation sur la thématique « séisme » dans les meilleurs délais, en priorisant la formation des agents n'ayant pas participé à la session 2019-2020. Vous m'informerez des mesures prises en ce sens. ## Pt-Ecs-16.I - Sources D'Eau Ultimes (Seu) Dans l'attente de la finalisation des travaux relatifs à la source d'eau ultime, vous avez mis en œuvre une source d'eau ultime provisoire comprenant notamment quatre bâches souples d'eau de 700 m3 unitaires. La mise en œuvre de cette source d'eau nécessite des moyens matériels (tuyaux, raccords, …) qui ne sont pas, à date, identifiés dans la fiche n°22 de l'instruction en référence [4]. Demande A4 : Je vous demande de compléter la fiche 22 de l'instruction de sûreté des matériels mobiles de sureté et matériels mobiles PUI des tranches 1, 2, 3 et 4, afin d'y intégrer l'ensemble des moyens matériels nécessaires à la mise en œuvre des réserves souples d'eau ajoutés au titre de la SEU provisoire. Vous veillerez également à mettre le titre « rôle » de la fiche en cohérence avec l'ajout de ces bâches souples. Par ailleurs, la mise en œuvre de la SEU provisoire nécessite également l'utilisation de pompes mobiles SIDES faisant l'objet d'un contrôle du couple débit/pression tous les 5 ans. Les inspecteurs ont constaté dans les rapports du dernier contrôle des quatre pompes datant de 2019, que le manomètre des pompes était hors service. Ce constat n'a fait l'objet d'aucune demande de travaux (DT) émise par vos services. Aussi, les inspecteurs ont constaté in-situ que le manomètre des pompes SIDES était intègre, mais qu'il ne comportait pas de justification d'un contrôle d'étalonnage. Demande A5.a : Je vous demande d'engager, dans les meilleurs délais, les actions permettant de retrouver la fonctionnalité du manomètre des pompes SIDES, ainsi que sa conformité. Demande A5.b : Je vous demande de refaire les contrôles des caractéristiques des pompes SIDES sans attendre le délai de 5 ans depuis les contrôles réalisés sans manomètre, afin de vérifier simultanément, comme prévu dans la procédure, un couple « débit/pression » de ces pompes. ## Pt-Ecs-36 - Force D'Action Rapide Du Nucléaire (Farn) Afin de répondre à la PT-ECS n°36, EDF a mis en œuvre un dispositif national d'urgence rassemblant des équipes spécialisées et des équipements permettant d'intervenir en moins de 24 heures. Sur le territoire national, quatre bases FARN sont déployées dont une à proximité du CNPE de Paluel sur la commune de Saint-Valéry-en-Caux. Les inspecteurs se sont rendus au sein des locaux de la FARN de Saint-Valéry-en-Caux afin de contrôler notamment le respect de la doctrine en matière de chargement des véhicules (disponibilité des matériels, modalités d'arrimage, …) et d'organisation (gréement des échelons, formation, habilitation/permis, …). Lors de la vérification de la présence de deux anémomètres au sein des véhicules camion grue n°1 et 2, les inspecteurs ont constaté que le contrôle de l'étalonnage était dépassé (fin de validité du précédent contrôle au mois de septembre 2021). Demande A6 : Je vous demande d'engager une vérification du respect des contrôles réglementaires périodiques sur les matériels concernés. Vous m'informerez des conclusions de ce contrôle. Matériels locaux de crise (MLC) Lors du contrôle de la présence des MLC au sein des containers, les inspecteurs ont constaté que la fiche réflexe du container n°22E n'était pas à jour. Demande A7 : Je vous demande d'engager un contrôle pour vous assurer que les fiches réflexes à disposition dans les containers MLC sont à la version en vigueur. ## Contrôle Périodique Des Matériels Farn L'analyse des gammes de maintenance 12 mois des générateurs électrogènes n°601 à 606 (5FRP60xGE) de la FARN, a mis en évidence l'absence de prélèvement d'huile et de liquide de refroidissement lors des dernières opérations réalisées en décembre 2021. Aucune justification n'a pu être apportée en séance. Demande A8 : En l'absence de justification, je vous demande de réaliser le prélèvement d'huile et de liquide de refroidissement des générateurs 5FRP601GE à 5FRP606 GE, conformément à vos gammes opératoires. ## B. Demandes D'Informations Complementaires PT-ECS-1.4.d - Moyens mobiles de mesures météorologiques et environnementales En réponse à la PT-ECS-1.4.d de la décision [3], vos services ont indiqué en avril 2020 qu'à la fin de l'année 2021, une station météorologique portable serait stockée dans chacune des 4 bases régionales de la force d'action rapide du nucléaire (FARN). En inspection, lors des échanges avec les représentants nationaux de la FARN, il a été précisé que les stations météorologiques n'étaient pas stockées dans les bases FARN mais sur le site EDF de Cap Ampère en Ile-de-France. Par ailleurs, les représentants de la FARN ont indiqué que l'utilité du déploiement de cet équipement était remise en cause sans apporter plus d'éléments. Demande B1 : Je vous demande de m'indiquer les éléments qui vous amènent à remettre en cause le déploiement d'une station météorologique portable au sein de chacune des quatre bases régionales FARN. ## Pt-Ecs-29 - Filtration De L'Enceinte (U5) 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 pouvoir réaliser cette action sur site via le couplage de deux groupes électrogènes (GE). Les représentants de la FARN ont indiqué qu'à l'heure actuelle seuls deux GE sont disponibles et en mesure d'être couplés sur l'ensemble du territoire national. Ils ont également précisé que cette situation s'explique par la nécessité de réaliser une modification matérielle sur les GE présents au sein des bases FARN pour les rendre « couplables », et que cette modification est prévue d'ici la fin de l'année 2022 pour le matériel de la FARN de Saint-Valéry-en-Caux. Demande B2 : Je vous demande de me confirmer la date de réalisation de la modification des GE permettant de rendre possible le couplage de deux générateurs. Par ailleurs, vous m'informerez des mesures compensatoires mises en œuvre d'ici la réalisation de ces travaux en cas de besoin de secours du préchauffage de la filtration U5 par la FARN sur un CNPE. ## C. Observations Plugs de connexion des matériels de crise : Les inspecteurs ont constaté sur quelques équipements (piquages FARN, coffret électrique U5) des traces de corrosion qu'il convient de traiter. PT-ECS-34 - Convention avec les établissements hospitaliers voisins : Les inspecteurs ont noté que la convention en vigueur avec les établissements hospitaliers arrivait à échéance à fin juin 2022, et qu'une nouvelle convention est en cours d'élaboration. 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 Gaëtan LAFFORGUE-MARMET
INSSN-OLS-2022-0714	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-021060 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Chinon BP 80 37420 AVOINE Orléans, le 26 avril 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n° 107 et 132 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0714 des 22 et 23 févier 2022 R.1.1 FOH, processus de management des compétences Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB [3] D5170NR318 : Note référentiel « Manager les compétences du CNPE de Chinon » [4] UFPI/PM/NOT/16-0114 : Note d'organisation et du fonctionnement du SCF de Chinon [5] NT301 T-43852005-2021-000020 : Offre locale de maintien de capacité des IS pour 2021-2023 [6] T-43852005-2021-000035 : Bilan local de MCCO de Chinon 2020-2021 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 les 22 et 23 février 2022 au CNPE de Chinon 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. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection en objet concernait le thème de 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 aussi mis une équipe de conduite en situation de gestion de différents aléas inspirés des évènements survenus sur le parc nucléaire d'EDF, notamment sur le sujet de maitrise de la réactivité. 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 soulignent à cet égard le rôle moteur du pôle Compétences du service Conduite dans le processus d'élaboration de l'offre locale de formation, qui est particulièrement riche et variée. Il intègre systématiquement avec l'aide des formateurs du SCF le retour d'expérience (REX) récent en lien avec les défauts de compétences dans les mises en situation sur simulateur. Néanmoins, il apparait nécessaire d'analyser les points faibles détectés par ces formateurs et d'intégrer dans la mesure du possible leurs recommandations dans l'offre locale de formation. Les inspecteurs constatent une bonne dynamique de tenue des comités de formation (CF) des équipes de conduite mais le suivi des actions qui en découle n'est pas régulier, ce qui a conduit à un cumul d'actions non soldées significatif. Quant aux moyens mis en place par le CNPE pour assurer la formation des agents de conduite, les inspecteurs constatent qu'ils ne sont pas suffisants. En fait, le SCF ne dispose pas, en l'état, des effectifs de formateurs suffisant pour répondre aux besoins de la conduite. Ainsi, la charge actuelle des formateurs devient critique au point de refuser des demandes de formation au service Conduite et opérer des choix dans le programme de maintien de capacité des ingénieurs sûreté (IS). Un reliquat conséquent de formations s'est alors créé, souvent soldé par la distribution de fiches pédagogiques de traitement de thème. Enfin, lors des mises en situation de l'équipe de conduite inspectée en salle et sur simulateur de conduite, les inspecteurs n'ont pas relevé d'anomalie concernant les analyses et gestes à mettre en œuvre. L'observation de traitement des aléas relatifs à la maîtrise de la réactivité par cette équipe montre que l'effort entrepris par le CNPE pour pallier les lacunes sur ce sujet doit être maintenu afin de satisfaire pleinement les exigences du référentiel applicable. ## A. Demandes D'Actions Correctives Effectif Insuffisant Du Scf 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. 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 sous-processus « Développer et évaluer les compétences » du Manuel Qualité de la DPN exige que les moyens et outils de formation locaux et nationaux (formateurs, espaces maquettes, chantier école, simulateurs) soient correctement dimensionnés pour la mise en œuvre des formations locales. Les inspecteurs ont constaté un sous-effectif de formateurs à la conduite qui est actuellement réduite à quatorze formateurs pour une cible attendue de dix-huit (en comptant les formateurs qui quitteront prochainement le service et les formateurs récemment recrutés). Ne possédant pas une pépinière propre en ressources qualifiées à la conduite, le SCF dépend principalement du vivier des métiers de la conduite dans lequel il doit puiser. Le passage à la nouvelle organisation des équipes de conduite qui prévoit notamment l'attribution d'un pilote de tranche (PT) pour chaque réacteur et d'un délégué sécurité en exploitation (DSE) par paire de réacteurs a engendré un déficit sur plusieurs années de candidats qualifiés et rapidement opérationnels au SCF. Le recours à l'embauche externe, nécessitant un temps incompressible de qualification et d'adaptation au poste de nouveaux formateurs, ne permet pas de corriger la situation à court terme. Le SCF estime que la cible ne sera pas atteinte avant janvier 2023 et ce malgré le recours à des recrutements en ressources qualifiées qui viennent d'autres CNPE. Cette situation met le SCF sous tension en dépit d'une équipe actuelle de formateurs qui reste très mobilisée sur le programme national de maintien de capacité conduite (MCCO) mais éprouve des difficultés pour satisfaire les demandes locales du service Conduite, les formations à destination des agents de terrain et les formations à destination des IS. La revue du sous processus de management des compétences au CNPE de fin 2021 identifie clairement les difficultés à réaliser les premières formations relatives aux modifications à intégrer dans le cadre du chantier VD4 en 2022, compte tenu du volume de formations à prévoir et du déficit du nombre de formateurs qualifiés. Demande A1 : je vous demande de respecter l'article 2.5.5 de l'arrêté [2] en maîtrisant la gestion des ressources en formateurs à la conduite des réacteurs afin d'assurer un retour rapide à la cible permettant de satisfaire le programme de formation des agents de la conduite. ## Reliquat De Formations Destinées Aux Agents De La Conduite Au regard des contraintes liées au confinement stricte du printemps 2020, la Direction de la Production Nucléaire (DPN) a assouplit l'exigence du nombre minimal de jours de formation sur simulateur des agents de conduite pour la campagne de formation de 2019-2020. Elle a laissé aussi le choix aux CNPE pour définir les mesures compensatoires à mettre en place pour maintenir le niveau de qualification des agents sans devoir reporter les formations manquantes sur la campagne de formation de 2020-2021. En 2021, l'absence des formateurs ou des stagiaires pour cause de maladie liée au contexte sanitaire n'a pas permis d'atteindre l'objectif en nombre de formations assurées par le SCF de Chinon. Mais c'est surtout le manque de formateurs à la conduite qui a causé un déficit important de formations destinées aux agents de la conduite. L'incompatibilité entre la charge de travail et les ressources à y affecter a contraint le SCF à refuser une partie des demandes locales de formations issues du service Conduite de Chinon et à faire des choix dans le programme national obligatoire de formations demandé par la DPN. Pour faire face à cette situation, le service Conduite s'est réapproprié certaines formations dispensées normalement par le SCF (ex. formation DMA/RGL) et a pris à sa charge la quasi-totalité des formations réactives de ses équipes. Subissant le déficit de ressource disponible en formateurs à la conduite, le SCF a priorisé les formations sur simulateur par rapport aux autres formations du programme national de MCCO. Les formations sur simulateur sont en effet comptabilisées individuellement et doivent satisfaire une exigence spécifique (un nombre de jours minimal par agent par an). De ce fait, des formations hors simulateur n'ont pas pu être assurées. Elles concernent principalement les gestes de lignage et de consignation (formations CLIG, CERO, CARE…). A titre d'exemple, 123 agents n'ont pas pu suivre le stage de recyclage Séisme (CSEI) en 2019-2020 et 60 agents n'ont pas pu suivre le stage de recyclage Lignage (CLIG) en 2020-2021. Ces formations non réalisées n'ont pas été reversées dans le programme de formation de 2021-2022. Ces manques sont traités dans le cadre des revues d'affaire entre le service Conduite et le SCF, le plus souvent à travers d'une simple fiche informative de traitement de thème. La lecture de ces fiches ne peut pas apporter le même niveau de compétence que le suivi des formations sus citées. Par ailleurs, les inspecteurs ont noté que le SCF éprouve des difficultés à assurer la formation sur les cellules électriques PIX des diesel d'ultime secours (formation DU150) pour cause de départ du formateur qualifié à la dispenser en réalité virtuelle. Hors programme de MCCO, le service Conduite comptabilise actuellement 222 demandes de formation initiale ou de recyclage aux pratiques de fiabilisation des interventions (PFI) non satisfaites depuis le début de la crise sanitaire. Ces formations concernent tous les agents de la conduite y compris les managers et les référents PFI. Demande A2 : je vous demande de respecter l'article 2.5.5 de l'arrêté [2] et d'assurer l'ensemble des formations exigées par le programme annuel national de maintien de capacité de vos agents de la conduite qui constitue le socle minimal de connaissances à acquérir par ces agents afin de mener à bien les actions qui leurs incombent. Non-respect du programme de maintien de capacité des ingénieurs sûreté (IS) En réponse à la note de cadrage du maître d'ouvrage national en charge de la formation des agents, le maître d'œuvre national élabore un cahier de charge (la note nationale NT300) qui constitue le socle minimal ou le « noyau dur obligatoire » à intégrer impérativement dans le programme biennal de maintien de capacité des IS. La NT300 est adressée aux Services Sûreté Qualité (SSQ) et aux SCF des CNPE pour les aider à élaborer leur demande et leur offre locales de maintien des capacités des IS (les notes locales NT 301). Ces unités reprennent à leur compte les objectifs génériques définis par le maître d'ouvrage national et y ajoutent la définition de leurs propres besoins. Le cursus national de recyclage de la formation IS sur simulateur comporte, en plus du stage de mise en situation en équipe constituée en présence de l'IS (CMSI) intégrant la relève du chef d'exploitation délégué (CED) sur la consigne de conduite de surveillance permanente de l'état (SPE) , un stage de maintien de capacités des IS (MCIS) avec des thématiques, du REX et des scénarios ciblés pour ce métier. Le compte-rendu d'un CF du métier IS de 2019 relève que les stages CMSI dispensés par le SCF ne sont pas adaptés à ce métier. Il évoque également les difficultés pour programmer les stages de MCIS, notamment dûes, selon les représentants du service sûreté qualité (SSQ), à l'impossibilité de mobiliser quatre IS du site simultanément pour suivre cette formation. Face à cette situation qui s'est tendue en 2021, le SSQ a compensé le stage MCIS par le stage CMSI pour satisfaire l'exigence quantitative du nombre minimal annuel de jours de formation sur simulateur par IS. Demande A3 : je vous demande de respecter l'article 2.5.5 de l'arrêté [2] et d'assurer l'ensemble des formations exigées par le programme annuel national de maintien de capacité des IS qui constitue le socle minimal de connaissances à acquérir par ces agents afin de mener à bien les actions qui leur incombent. Remontée des besoins de formation des équipes de conduite 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 toutes les décisions concernant l'installation ». Le sous-processus « Développer et évaluer les compétences » du Manuel Qualité de la DPN exige que l'efficacité des dispositifs de formation soit évaluée régulièrement au regard du REX de formation et d'exploitation et que les programmes de formation soient actualisés si besoin. Selon la note référentiel « Manager les compétences du CNPE de Chinon » [3], le manager deuxième ligne (MDL) a pour responsabilité de décider des formations nécessaires aux membres du service, basés sur l'analyse des faits, des observations, des évaluations, du REX, des bilans de stages de formation déjà suivis, des remontées de terrain et des constats d'écarts. Ainsi, le service Conduite formule annuellement sa demande locale de formations à intégrer dans le programme de MCCO issue de sa propre analyse des besoins des équipes de conduite d'une part et des recommandations du SCF en charge de la rédaction du bilan annuel local des formations de MCCO d'autre part. Pour l'exercice 2021-2022, le service Conduite a intégré plusieurs demandes locales issues du REX, des inspections et des revues de pairs. Les thèmes demandés sont : la maîtrise de la réactivité, la surveillance en SDC et la sacralisation des lignages et des consignations. Les inspecteurs ont noté la qualité du travail réalisé par le service Conduite pour intégrer le REX local de la maîtrise de la réactivité dans les formations à destination des équipes de conduite. L'invitation d'un ingénieur d'exploitation cœur-combustible (IECC) par le SCF pour animer la formation au pilotage (stage CPIL) montre que les deux services œuvrent de concert et s'inscrivent dans une dynamique vertueuse de renforcement des compétences des équipes. Néanmoins, les inspecteurs ont remarqué que les demandes locales de formations aussi riches qu'elles soient, n'intègrent pas 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, les formateurs pointent une certaine fragilité dans la gestion des situations d'incident ou d'accident : la prise du recul du PT, la priorisation des actions des opérateurs (OP), la gestion des nouvelles alarmes ou encore l'oubli de certains principes ou règles d'application de la conduite incidentelle et accidentelle (CIA). C'est points n'ont pas été retenus dans les demandes locales de formations. Demande A4 : je vous demande de compléter votre système de management intégré afin d'exploiter systématiquement le REX du programme de MCCO dans l'élaboration des besoins de formation de vos équipes de conduite. Cette exploitation doit se baser sur une analyse qui permet d'identifier les causes des fragilités rencontrées lors des formations et de proposer la solution de formation ciblée si elle est jugée nécessaire. Suivi des décisions des comités de formation (CF) au niveau des équipes de conduite En application de la note [3], chaque chef d'exploitation (CE), en tant que manager première ligne (MPL) de son équipe de conduite, a pour responsabilité de décider des formations nécessaires aux membres de l'équipe, basées sur des constats d'écart, du REX, des bilans de stages et des remontées du besoin exprimé par ses agents. Pour ce faire, le CE programme et préside les CF de son équipe de quart (CF0). Les inspecteurs ont pu constater que la tenue des CF0 est régulière. Ils ont noté à cet égard le rôle de l'appui pédagogique et méthodologique (APM) dans la préparation, l'animation et la réalisation de ces comités, permettant la présence du plus grand nombre d'agents de l'équipe de quart. Son implication dans les CF d'autres services lui permet de remonter des besoins identifiés par d'autres métiers, comme par exemple le besoin de former les équipes de quart au fonctionnement des joints des pompes primaires qui a abouti à la programmation d'une formation réactive. Les inspecteurs ont souhaité souligner l'implication de l'appui formation du service Conduite (AFCO) dans le recensement du besoin de formation des équipes de conduite, la formulation de ce besoin et sa déclinaison en formations réactives ou documents pédagogiques mis à disposition des équipes via un calendrier de formation et un espace documentaire partagés. Néanmoins, les inspecteurs ont constaté que les relevés des décisions ne sont pas systématiquement renseignés dans les comptes rendus des CF0. Certains CE reportent directement les demandes de formations dans un tableau de suivi de décisions partagé au niveau du service Conduite. Ce tableau recueille actuellement une quantité très importante d'actions que le service Conduite peine à solder par manque de ressources. Les inspecteurs ont noté qu'il persiste des actions qui datent de deux ans et qui ne sont plus d'actualité puisque les équipes demandeuses de celles-ci ont beaucoup changé depuis. Demande A5 : je vous demande d'adapter votre processus de remontée et de suivi des décisions des comités de formation des équipes de conduite afin de suivre les actions de formation retenues dans le cadre de ces comités et de clôturer les demandes devenues obsolètes. ## B. Demandes De Compléments D'Information Formations au management dispensées auprès des délégués sécurité en exploitation (DSE) Les inspecteurs ont constaté que le rôle du DSE a évolué dans la nouvelle organisation des équipes de conduite. Il s'avère que la mission du DSE comporte aujourd'hui un important volet managérial vis-à-vis des agents de terrain. Pour être en capacité d'assurer cette fonction, les DSE ont la possibilité de s'inscrire à des formations de management comme l'académie des responsables d'équipes (AK RE). Compte tenu du positionnement très spécifique du DSE sur le terrain (forte imbrication du volet managérial avec le volet technique), il convient de vous assurer que ces formations sont adaptées aux DSE et à leur action sur le terrain. Demande B1 : je vous demande de m'informer des dispositions qui sont prises pour vous assurer de l'adéquation des formations dispensées aux DSE avec la réalité de leur activité. Accompagnement aux modifications matérielles Le thème des modifications matérielles est régulièrement revenu au cours des entretiens pour soulever la question de la nécessaire montée en compétence des agents en lien avec l'exploitation des nouveaux matériels. Compte tenu du nombre de modifications qui sont en cours et celles à venir (VD4), le processus global de montée en compétences de l'ensemble des acteurs qui seront impactés par ces modifications pose encore question. La difficulté majeure, comme cela s'est produit par exemple pour le groupe électrogène DUS, les chaines de mesure KRT et le turboalternateur LLS, vient du manque de disponibilité des agents de quart et de certains métiers le jour de la formation dispensée par le constructeur. Le service Conduite fait remonter autant que possible les besoins au niveau de l'AFCO qui se tourne vers l'APM pour qu'il les fasse remonter au niveau national mais cette boucle prend beaucoup de temps et n'est pas toujours compatible avec les échéances d'exploitation. De ce fait, les inspecteurs considèrent comme non négligeable, le risque que les acteurs de la conduite reçoivent in fine une simple information théorique plutôt qu'une réelle formation pratique sur les centaines de modifications matérielles. Les interlocuteurs de la conduite ont évoqué la présence en SdC d'un classeur récapitulant les modifications matérielles. Ce classeur est à signer par l'ensemble de l'équipe de conduite une fois que chacun a pu prendre connaissance des dernières modifications. La signature vaut prise de connaissance et appropriation des modifications. Compte tenu des difficultés mentionnées plus haut, les inspecteurs s'interrogent sur le fait que l'apposition de la signature des agents dans le classeur signifie que ces derniers se sont réellement appropriés les dernières modifications. Demande B2 : je vous demande de me préciser comment vous vous assurer de la bonne compréhension des modifications du classeur par les agents car la simple signature peut ne pas suffire. Demande B3 : je vous demande d'autre part de me transmettre un bilan par métier de la conduite des difficultés rencontrées dans le cadre de l'utilisation de nouveaux systèmes et équipements et des parades mises en œuvre à titre individuel ou collectif pour contourner ces difficultés. Vous me transmettrez ce bilan et les enseignements que vous en tirez. Positionnement et formation des pilotes de tranche (PT) Les inspecteurs ont eu l'occasion d'observer la posture adoptée par un PT lors de la mise en situation sur le simulateur de conduite, durant laquelle ils ont constaté que ce PT a su gérer l'ensemble des situations simulées. Malgré la dynamique rapide de certains transitoires, le PT a pu surveiller efficacement l'état de l'installation, anticiper l'évolution de la situation, partager les informations et prioriser les actions des opérateurs. Si le bilan du programme de MCCO de 2019-2020 fait état des difficultés des PT à retrouver leur place dans la nouvelle organisation de l'équipe de conduite et que leur rôle et missions sont perçus différemment en fonction des équipes, le bilan de 2020-2021 reflète une certaine amélioration dans la perception du rôle du PT. Cette amélioration reste cependant à consolider. En effet, d'après le bilan [6] un quart de ces PT n'a pas réussi, lors du stage CSUR, à mettre en œuvre efficacement la méthode d'étude et résolution de problème (ERP) en vue de faciliter le processus de décision et n'a pas adopté et conservé suffisamment de recul pour disposer d'une vision d'ensemble de l'état de l'installation. Le vivier des PT étant constitué d'opérateurs, leur positionnement peut être difficile entre la supervision de l'équipe de quart et leurs réflexes d'anciens opérateurs. Afin de continuer à progresser sur le rôle et les attendus du PT en 2022, le service Conduite a prévu de rattraper le retard sur le compagnonnage des PT en lançant une réflexion pour produire un guide de compagnonnage pour les nouveaux PT, inspiré de ce qui est fait sur d'autres métiers de la conduite et d'autres sites du parc. L'ASN considère que cette réflexion est essentielle pour que le rôle de superviseur du PT soit toujours assuré surtout dans des phases de fortes sollicitations comme les périodes d'arrêt de tranche ou en CIA. Dans ces conditions, une réflexion sur la formation des PT (simulateur, organisation de la conduite…) devrait accompagner la réflexion sur leur positionnement. Demande B4 : je vous demande de me préciser les axes de réflexions que vous allez mettre en œuvre en 2022 pour le positionnement et les formations du PT, notamment en situation d'arrêt de tranche dans laquelle le PT se retrouve au centre de sollicitations multiples tout en continuant à assurer son rôle de superviseur. ## C. Observations Guide de compagnonnage des nouveaux chefs d'exploitation délégués (CED) C1. Le CED de quart a un rôle central d'interface entre l'équipe de conduite et les projets « tranche en marche » (TEM) et « Arrêt de tranche » (AT). Les inspecteurs notent que le CED reste en effet peu impliqué dans la préparation des activités qui sont faites par une équipe de conduite détachée. Son rôle se limitant à des demandes ponctuelles et à une gestion du temps réel qui n'est pas compatible avec les contraintes d'exploitation qui nécessitent de se projeter d'avantage dans le plus long terme. Le CED a dorénavant un rôle en CIA de portage de la consigne SPE en attendant l'arrivée de l'IS d'astreinte. Après l'arrivée de ce dernier et suite à la relève sur la consigne SPE, le CED doit rester à disposition du CE et être en appui à l'équipe de conduite. Les inspecteurs ont noté qu'il pouvait persister certaines difficultés de positionnement du CED dans cette phase de gestion de la CIA. Les inspecteurs ont relevé que dans la plupart des scenarios de CIA joués sur simulateur le rôle du CED s'arrêtait juste après l'arrivée de l'IS, ce qui ne lui permettait pas de travailler ce positionnement. Par ailleurs, les inspecteurs ont noté qu'il n'existe pas de guide de compagnonnage pour les CED au CNPE mais ils ont été informés que, dans le cadre d'une volonté du service Conduite d'élaborer un guide pour tous les métiers de la conduite, ce guide était en cours de réalisation. L'ASN souligne positivement cette démarche mais estime que, pour être bénéfique aux CED, l'élaboration du guide devra s'intégrer à un arsenal formalisé de modalités de formation, incluant notamment des objectifs pédagogiques pertinents et du temps sacralisé pour les mettre en œuvre. Il convient dans le cadre de l'élaboration du guide compagnonnage pour les CED, de vous assurer que ce guide contienne des objectifs pédagogiques clairs et les modalités d'accompagnement du nouveau CED pour tous les attendus du poste. ## Relations Entre Service Conduite Et Scf C2. Les inspecteurs ont souhaité souligner le bon niveau de coopération entre le service Conduite et le SCF. La qualité des interfaces entre les deux entités témoigne d'une compréhension des contraintes mutuelles et sont porteuses de coopérations au quotidien. A cet égard, les inspecteurs ont pu noter l'efficacité des actions menées par le pôle Compétences du service Conduite. Face à la surcharge du SCF, le service Conduite a pu mettre en place en autonomie des formations réactives en interne pour répondre à différents besoins locaux, le plus souvent issus du REX récent et des CF des équipes de conduite. Cependant, les inspecteurs ont noté que cette autonomie relative sur certains pans de la formation n'empêche pas certaines injonctions contradictoires entre les deux services. Les managers du service Conduite cherchent à développer une autonomie sur le plan des formations mais restent très demandeurs d'appuis de la part du SCF qui garde un rôle central dans l'accompagnement des managers sur les enjeux de la démarche des compétences et la prise en main des différents outils numériques. La demande d'appui de la part des managers est d'autant plus nécessaire que ceux-ci restent très sollicités par le temps réel parfois au détriment du management des compétences. L'ASN vous engage à renforcer votre réflexion sur l'équilibre à trouver entre le SCF et le service Conduite pour dépasser la relation « donneur d'ordre à exécutant », principalement en vous interrogeant sur les modalités et le niveau d'implication du SCF selon les besoins et la nature de la demande du service Conduite. ## Demandes Locales De Maintien De Capacité Des Is C3. Les inspecteurs constatent que la NT301 du SCF du CNPE de Chinon [5] se résume à une reproduction exacte de la NT300 et ne récence aucun besoin ni objectif local de formation des IS. Il est dans l'intérêt des IS que le SSQ prévoie l'introduction du besoin local dans les formations à destination de ces agents, comme le permet le processus d'élaboration de la NT301. ## Finalité Des Comités De Formation Relatifs Au Métier « Is » (Cf1) C4. Le service sûreté qualité (SSQ) organise régulièrement des CF relatifs au métier des IS. Les inspecteurs constatent que ces CF se résument souvent à un suivi du parcours d'habilitation des IS plutôt qu'a un comité où on exprime individuellement le besoin en développement des compétences des agents. Par ailleurs, les inspecteurs constatent que certaines demandes de formation formulées lors de la tenue des CF1 « IS » ne sont pas satisfaites comme par exemple la formation dédiée à la connaissance des tests de traversée enceinte (formation EIE) dispensée par le service Essais. Les CF dédiés au métier des IS doivent intégrer les besoins de formations exprimés par ces agents. Tenue et suivi des comités de formation relatifs au métier « formateur » C5. Selon la note [4], le SCF est tenu d'organiser trois CF relatifs au métier « formateur » par an, durant lesquels sont recensés les besoins de compétences issus des remontées des formateurs, des entretiens individuels, des observations des fonds de salle et de l'analyse de la cartographie des compétences. Les inspecteurs relèvent que le SCF a réalisé un seul CF « formateur » en 2021 par manque de temps lié à la surcharge de travail des formateurs qualifiés, très sollicités sur le programme de MCCO. Le contrôle du suivi des actions issues des anciens CF par les inspecteurs montre que le SCF est en retard dans l'initiation et le solde de plusieurs actions. A titre d'exemple, l'action de formation visant à familiariser les formateurs aux enjeux de la règle de conduite « Surveillance permanente de l'état » (SPE) dont la consigne est utilisée par l'équipe de conduite lors de la CIA n'a pas été mise en œuvre bien que son échéance ait été fixée pour fin août 2021. Il en va de même pour la formation des formateurs à l'outil de formation « Klaxoon » (décidée en décembre 2020) ou les démarches de compagnonnage des nouveaux formateurs (décidée en avril 2021). Par ailleurs, l'appairage des formateurs avec les équipes de conduite, qui fait partie de leurs missions selon la note [4], et qui doit aboutir à trois réunions par an avec le CE de l'équipe appairée, n'a pas pu se faire depuis début 2020. Ainsi, dans le contexte actuel la charge de travail et l'état des ressources disponibles au SCF ne sont pas propices au bon développement des compétences de la population de formateurs (préparation, formation, immersion…) ni à l'ouverture du SCF aux autres services du CNPE (appairage, identification des besoins de formation…). L'ASN souhaite souligner la nécessité de sacraliser du temps au maintien et au développement des compétences techniques et pédagogiques des formateurs, gage de qualité de leurs actions de formation. ## Tenue Des Comités De Formation Relatifs Aux Différents Métiers De La Conduite C6 .Si le service Conduite atteint ses objectifs concernant la tenue des CF relatifs aux différentes équipes de quart, les inspecteurs ont noté qu'il n'effectue pas régulièrement des CF dédiés aux différents métiers de la conduite comme cela est attendu dans la note [3] (trois CF1 par métier de la conduite par an). En 2021, les collectifs CE et DSE n'ont réalisé aucun CF1 et les autres métiers de la conduite n'en ont réalisé qu'un. Le peu des CF1 réalisés ne trace pas systématiquement les remontées des besoins des agents ni les décisions prises. Les CF « métier » sont des instances propices à l'auto-positionnement des agents en terme de besoins de formation propres à chaque métier. La dynamique initiée en 2021 par le service Conduite concernant la régularité de leur tenue doit être maintenue. ## Rex Des Formations Terrain Et Consignation C7. Les inspecteurs ont constaté que le bilan annuel local des stages de MCCO n'intègre pas le REX des formations dispensées à la population des agents œuvrant en local. Les recommandations des formateurs et les axes de progrès visent exclusivement les agents œuvrant en SdC. De ce fait, le service Conduite est privé du retour critique des formateurs sur les compétences acquises ou à acquérir par les agents de conduite œuvrant en local (Agents de terrain, consignateurs, DSE). Il semble pourtant important de remonter le REX des formations « terrain » au service Conduite. ## Mise À Jour Documentaire C8. La note d'organisation du service commun de formation [4] date de 2016. Sa mise à jour, prévue en juillet 2021, n'a pas eu lieu. Il convient de mettre à jour la note d'organisation du SCF. ## Outils Informatiques C9. Les acteurs de la conduite et du SCF retirent un bilan mitigé de l'utilisation de différents outils informatiques mis à dispositions sur le CNPE. Si la dématérialisation et l'usage d'outils informatiques (MyHR, AICo, EAM, …) semblent adaptés, la maturité de certains de ces outils comme MyHR semble encore poser des problèmes d'utilisabilité L'ASN attire l'attention du CNPE sur les conséquences négatives que peuvent avoir certains outils informatiques sur la charge de travail et la motivation des managers de la conduite et du SCF ainsi que des formateurs. ## Note De Management Des Compétences C10. 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… L'ASN attire 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. 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-CAE-2022-0121	Référence courrier : CODEP-CAE-2022-015024 Caen, le 29 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 117 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0121 du 25 février 2022 Visite générale - Atelier R71 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 25 février 2022 au sein de l'établissement Orano Recyclage de La Hague, sur le thème de la visite générale des installations de l'atelier R7. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection en objet a démarré par une présentation de l'exploitant, concernant l'actualité de l'atelier R7 et les faits marquants relevés pour l'année 2021, principalement sur les sujets ayant traits - au regard de la sûreté - à l'exploitation, la maintenance, ainsi qu'aux travaux et modifications. Les inspecteurs ont ensuite passé en revue les indicateurs sûreté de l'année passée, dont les GEMBA2 réalisées, et en ont examinés certaines plus en détail, notamment pour ce qui est du bon suivi des éventuels plans d'actions induits. Ils ont contrôlé par sondage les derniers contrôles et essais périodiques (CEP), puis ont vérifié la bonne application du processus AMPA3. L'exploitant a également abordé l'état d'avancement des engagements pris au titre de l'atelier R7, avant que l'inspection ne se solde par une visite de terrain des installations. Au regard des différents points abordés et des contrôles par sondage réalisés tout au long de l'inspection, l'organisation mise en place au sein de l'atelier R7 est apparue très satisfaisante. Quelques points nécessitant des éclaircissements ou des confirmations sont énumérés ci-après. Sans objet. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Test D'Endurance Des Groupes Électrogènes De Sauvegarde (Ges) Le dernier réexamen de sûreté de l'INB no 117 a conduit Orano à prendre l'engagement de réaliser des « tests d'endurance » pour l'ensemble des GES en fonctionnement sur son établissement de La Hague. Lors des échanges abordant les événements intéressant la sûreté, survenus sur l'atelier R7 au cours de l'année 2021, les inspecteurs se sont attardés sur l'IDHALL4 no ID28302, présentant le constat de défaillance du GES de la voie A de l'atelier R7, rendu hors service pendant ledit test. L'exploitant a assuré avoir mis en place un groupe électrogène mobile (GEM) en secours, jusqu'à son remplacement planifié pour 2022. Demande B1 : Je vous demande de me faire parvenir le planning des tests d'endurance de vos GES, à l'échelle de votre établissement, et de me communiquer les résultats de ceux d'ores et déjà réalisés. Amélioration de mode opératoire (MO) Dans le cadre du processus de rinçage des lignes acheminant le sucre nécessaire à votre procédé de vitrification, la vérification des vannes concernées n'est pas formalisée. Demande B2 : Je vous demande d'étudier l'opportunité de rendre plus robuste votre processus de rinçage de lignes de sucre, en formalisant des essais préalables des vannes qui les composent, mais aussi de tout autre équipement jugé pertinent. ## Processus Ampa Le logigramme de la procédure « Autoriser la modification provisoire d'un automatisme », référencée ELH-2003- 013666 v8, synthétisant le processus, ne mentionne pas clairement qui est censé approuver in fine cette modification. Demande B3 : Je vous demande de formaliser clairement dans votre processus AMPA, la ou les personnes en charge de la validation de celles-ci. ## Amélioration Des Fiches De Contrôle (Fic) Les inspecteurs ont contrôlés les FIC de mesure de rotation des galets de calcinateur pour les voies A, B et C de vitrification. Ils ont ainsi constaté une disparité entre celle concernant les galets des voies A et C, et celle concernant les galets de la voie B. Pour cette dernière la valeur de réglage est comprise entre 0 et 40 Tr/min (contre 0 à 30 Tr/min pour les deux autres). Par ailleurs, l'erreur maximale autorisée pour la plage de recalage n'est pas systématiquement renseignée dans les FIC, pour les trois voies. Demande B4 : Je vous demande d'analyser l'inhomogénéité des informations présentes sur des FIC, utilisées pour le contrôle d'équipements apparemment semblables, tels que celles utilisées pour la mesure de la rotation des galets de vos calcinateurs. ## C. Observations C1. Les inspecteurs ont noté l'absence de référence des AMPA ou des fiches ANRTQC5 concernées dans le formalisme des GEMBA menées sur ces thèmes. C.2 Les inspecteurs ont noté la déclaration prochaine d'un EIS concernant un constat de pression positive dans le calcinateur de la chaine C durant 13 minutes. 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-CAE-2022-0220	Référence courrier : CODEP-CAE-2022-014950 À Caen, le 23 mars 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 Thème : Achèvement de l'installation préalablement à la mise en service Code : Inspection n° INSSN-CAE-2022-0220 du 22 février 2022 ## Références : [1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] - Décret n° 2007-534 du 10 avril 2007 autorisant la création de l'installation nucléaire de base dénommée Flamanville 3, comportant un réacteur nucléaire de type EPR, sur le site de Flamanville (Manche) [3] - Décision n°2008-DC-0114 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 26 septembre 2008 fixant à Électricité de France - Société Anonyme (EDF-SA) les prescriptions relatives au site électronucléaire de Flamanville (Manche) pour la conception et la construction du réacteur « Flamanville 3 » (INB n°167) et pour l'exploitation des réacteurs « Flamanville 1 » (INB n°108) et « Flamanville 2 » (INB n°109) ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu le 22 février 2022 sur le chantier de construction du réacteur no 3 de Flamanville sur le thème de l'achèvement de l'installation préalablement à la mise en service de l'EPR de Flamanville 3. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection en objet concernait le thème de l'achèvement de l'installation préalablement à la mise en service de l'EPR de Flamanville 3. Cette inspection s'inscrit dans le cadre d'une campagne de plusieurs inspections qui seront menées par l'ASN jusqu'à la mise en service pour vérifier l'état d'achèvement de l'installation en vue de la délivrance de l'autorisation de mise en service par l'ASN. Ainsi, les inspecteurs ont examiné dans un premier temps l'organisation mise en œuvre par EDF, notamment au travers de sa direction achèvement et essais (DAE), pour identifier les activités restant à réaliser d'ici à la mise en service, les planifier en lien avec le planning directeur du projet et les mettre en œuvre. Dans un second temps, les inspecteurs ont procédé à un examen de la prise en compte de certaines typologies d'activités telles que les transferts de responsabilités au futur exploitant, les essais de démarrage, les revues de conformité, le traitement des écarts et la gestion des modifications. Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs considèrent que l'organisation définie et mise en œuvre pour l'achèvement de l'installation préalablement à la mise en service de l'EPR de Flamanville 3 apparaît satisfaisante. Notamment, les inspecteurs ont relevé la mise en place d'une cellule dont la mission est d'identifier le « reste-à-faire » (RAF) et de le planifier, ainsi que la définition de jalons mobilisateurs pour effectuer une transition du pilotage des activités restant à réaliser en s'appuyant sur les outils et les organisations du futur exploitant. Néanmoins, les inspecteurs considèrent qu'un travail important reste à mener et ont attiré l'attention de vos services sur la nécessité d'identifier au plus vite l'impact des écarts, réserves et modifications restant à analyser, qui peuvent générer des activités d'ampleur non encore planifiées. ## A. Demandes D'Actions Correctives Analyse D'Impact Des Écarts, Réserves Et Modifications Vos représentants ont présenté l'organisation mise en œuvre au sein de la cellule RAF pour identifier toutes les activités restant à réaliser et les planifier à l'aide des outils associés. Les inspecteurs retiennent que cette organisation utilise un nombre important de bases de données assez diverses et nécessite une grande rigueur dans le suivi de l'analyse et de la planification d'un nombre conséquent d'activités variées jusqu'à la mise en service. Les inspecteurs ont notamment relevé un nombre important d'écarts, de réserves et de modifications restant à analyser et dont l'impact en termes d'activités à réaliser sur site pourrait s'avérer important sur le planning du projet. Demande A.1 - Je vous demande de mettre en œuvre des actions de résorption du volume important d'analyse d'impact des écarts, réserves et modifications identifiées par la cellule RAF dans un délai permettant la planification des activités restant à réaliser avant la mise en service du réacteur. Vous m'informerez des actions menées en ce sens et m'indiquerez les objectifs quantitatifs et temporels associés. ## Jalonnement Des Activités Restant À Réaliser Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en œuvre par la DAE pour atteindre un niveau d'achèvement adapté préalablement à la mise en service du réacteur. Il apparaît que des jalons dits « prêt pour chargement » ont été définis par partie d'installation pour mobiliser les agents sur l'atteinte d'objectifs définis d'achèvement et s'assurer que pour chacun de ces objectifs, les activités ont été réalisées ou sont planifiées de manière sûre dans le planning opérationnel. Il apparaît que ces jalons sont mobilisateurs et permettent de faire converger le travail de vos différents services vers l'atteinte des objectifs visés. Il apparaît également que les activités non réalisées à l'atteinte du jalon sont bien identifiées mais ne sont pas systématiquement affectées à un futur jalon permettant ainsi de sécuriser leur bonne réalisation. Par ailleurs, les inspecteurs ont pris l'exemple d'écarts qui ont fait l'objet d'une information spécifique auprès de l'ASN et qui était identifiés comme « à traiter avant mise en service ». Il apparaît qu'aucun jalon n'était affecté aux activités pour traiter ces écarts, ne permettant ainsi pas de sécuriser leur bonne réalisation avant mise en service. Demande A.2 - Je vous demande de veiller à affecter un jalon ultérieur de réalisation dans vos outils informatiques à toute activité non réalisée au moment du passage « jalon pour chargement », ainsi qu'à toute activité identifiée comme « à traiter avant mise en service » dans les communications faites auprès de l'ASN. ## B. Demandes D'Informations Complémentaires Visites Terrain Dans Le Cadre De La Démarche « Séisme-Événement » L'article 2 du décret en référence [2] exige au paragraphe IV-2.2. que « l'exploitant identifie de manière exhaustive les équipements non nécessaires à l'accomplissement des fonctions fondamentales de sûreté visées au III qui, en cas de séisme jusqu'au niveau retenu pour la conception, risqueraient d'entraîner la défaillance d'équipements quant à eux nécessaires. En fonction des risques d'agression identifiés, des mesures sont prises soit pour prévenir ces risques, soit pour assurer la protection des équipements nécessaires. Pour faire face à la possibilité d'une perte de longue durée des sources électriques externes, toutes les sources électriques de secours doivent être dimensionnées et qualifiées au niveau de séisme retenu pour la conception ». La prescription [INB167-36] de la décision en référence [3] exige que « l'identification des équipements stipulée au IV.2.2 de l'article 2 du décret n°2007-534 s'appuie notamment sur des visites sur le terrain, effectuées lors de la construction initiale de l'installation ainsi que lors de ses éventuelles modifications ultérieures ». Lors de l'inspection, vos représentants ont présenté l'avancement des revues de conformité dites « séisme » permettant notamment de prendre en compte les exigences susmentionnées. Il apparaît que certains locaux de l'installation n'ont pas fait l'objet de visites sur le terrain sur la base de justifications qui n'ont pu être présentées lors de l'inspection. Demande B.1 - Je vous demande de m'informer des justifications susmentionnées et relatives à l'absence de visites de terrain dans le cadre des revues de conformité dites « séisme ». Vous veillerez à vous positionner sur l'adéquation d'une telle démarche de justification avec les exigences réglementaires susmentionnées. * * * Vous voudrez bien me faire part sous un mois des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations précitées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, M. le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint au chef de division signé Gaëtan LAFFORGUE-MARMET
INSSN-CHA-2022-0264	Référence courrier : CODEP-CHA-2022-016177 Châlons-en-Champagne, le 30 mars 2022 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Nogent BP 62 10400 NOGENT SUR SEINE Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Nogent, INB n°129 et 130 Inspection n° INSSN- CHA-2022-0264 du 25 février 2022 Thème : « Intégration des modifications post-Fukushima » ## Références : [1] Code de l'environnement, notamment le chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Décision n°2012-DC-0287 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 26 juin 2012 fixant à EDF-SA des prescriptions complémentaires applicables au site électronucléaire de Nogent-sur-Seine (Aube) au vu des conclusions des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) des INB n°129 et 130 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 25 février 2022 au CNPE de Nogent-sur-Seine, sur le thème de l'intégration des modifications post-Fukushima. 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 visait à contrôler la mise en œuvre des prescriptions techniques (PT) complémentaires issues des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) 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 Nogent-sur-Seine en référence [3]. Dans ce cadre, les inspecteurs ont réalisé, par sondage, une analyse et un contrôle de la bonne intégration au sein du CNPE de Nogent-sur-Seine des dispositions organisationnelles et matérielles faisant suite à plusieurs PT-ECS. Les thèmes de la tenue au séisme, de l'appoint en eau, des matériels locaux de crise, du secours des sources électriques, de la protection contre l'inondation, de l'entreposage des combustibles et de la surveillance de l'environnement ont en particulier été examinés. 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 Au vu de cet examen par sondage et à ce jour, l'avancement du programme de modifications postFukushima est satisfaisant sur le site de Nogent-sur-Seine, et les suites des prescriptions techniques (PT-ECS) de la décision ASN du 26 juin 2012 en référence [3] sont correctement appliquées. En effet, les inspecteurs ont constaté une mise en œuvre opérationnelle et un stockage rigoureux des matériels locaux de crise (MLC), que ce soit au sein des locaux de tranche ou sur la plateforme MLC (containers extérieurs). 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 de constat majeur. Toutefois, le référentiel documentaire de gestion des MLC du site de Nogent n'est pas complètement à jour et la gestion de l'intégration de certaines modifications des installations mériterait de faire l'objet d'une traçabilité et d'un suivi plus rigoureux. ## A Demandes D'Actions Correctives Séisme La prescription technique ECS-10 issue de la décision [3] demande que soit mis en place un programme de formation des équipes de conduite permettant de renforcer leur niveau de préparation en cas de séisme et précise : « Ce programme doit notamment comprendre des mises en situations régulières ». Les inspecteurs ont consulté la fiche descriptive de ce programme (Fiche de séquence EDF-UPRNFSP02330 indice 1 du 3 mars 2017). Le programme comporte bien une partie « formation en salle » et une partie « formation sur le terrain ». Toutefois, la fiche ne précise pas le contenu de la partie « formation sur le terrain » et n'identifie donc pas qu'elle doit comprendre des mises en situation. Demande A1 : Je vous demande de faire évoluer la fiche descriptive du programme de formation des équipes de conduite en cas de séisme, répondant à la PT-ECS-10 de la décision ASN n°2012- DC-0287, afin que cette fiche précise que la partie « formation sur le terrain » de ce programme doit comprendre des mises en situation. ## Appoints En Eau Vos représentants ont fourni aux inspecteurs la gamme d'intervention intitulée « Guide de montage des MLC SEG TR1 et TR2 », signée le 25 février 2022 au matin. Cette gamme décrit, avec plans et photographies, les opérations à effectuer pour acheminer l'eau depuis les sources d'eau ultimes des réacteurs 1 et 2 vers les bâches d'alimentation en eau de secours des générateurs de vapeur (ASG) et les piscines d'entreposage du combustible des deux réacteurs, ce qui est un point positif. Par contre, les sources d'eau ultimes des réacteurs 1 et 2 ne figurent pas dans votre note de gestion des matériels locaux de crise (MLC) en vigueur le 25 février 2022 (EDF D5350/SQ/PUI/CO/040 indice 8 du 25 juin 2020). La gamme précitée n'y était donc pas référencée. Demande A2 : Je vous demande de faire évoluer votre note de gestion des matériels locaux de crise afin d'y faire figurer les sources d'eau ultimes des réacteurs 1 et 2, qui vous ont été transférées fin 2021, ainsi que les MLC associés à leur utilisation. ## Moyens Mobiles De Surveillance Environnementale Les sondes radiamétriques mobiles à transmission satellite, dont le site a été doté en réponse à la PTECS-1.4.d de la décision [3], ne figuraient pas dans votre note précitée de gestion des matériels locaux de crise (MLC) en vigueur le 25 février 2022. De plus, vos représentants ont indiqué que ces 4 sondes étaient absentes du site depuis début février 2022, et ce pour une durée prévisionnelle de 2 à 3 mois, dans le but d'effectuer leur maintenance chez le constructeur. Demande A3 : Je vous demande de faire évoluer votre note de gestion des matériels locaux de crise afin d'y faire figurer les 4 sondes radiamétriques mobiles à transmission satellite dont le site a été doté en réponse à la PT-ECS-1.4.d de la décision de l'ASN [3]. Vous y mentionnerez les références de la procédure à suivre, pour leur mise en place, par les agents de conduite dans les premières heures de l'accident, ainsi que les références du document décrivant leur maintenance. ## B Demandes D'Informations Complementaires Séisme La prescription technique ECS-10 issue de la décision [3] demande que soit mis en place un programme de formation des équipes de conduite permettant de renforcer leur niveau de préparation en cas de séisme. Les inspecteurs ont vérifié par sondage, parmi les attestations de formation des personnes composant les équipes de conduite des réacteurs 1 et 2 le jour de l'inspection, que la formation est bien suivie tous les 3 ans comme prévu. Entre mars 2020 et août 2020, vous avez dû adapter certaines sessions, du fait des restrictions dues à la pandémie de Covid. Durant cette période, la partie théorique de ces formations a été maintenue à distance, au moyen d'une fiche d'équivalence, ce qui est un point positif, mais la partie « formation sur le terrain » n'a pas pu avoir lieu. Demande B1 : Je vous demande de recenser, parmi les équipes de conduite, les personnes qui n'ont pas pu suivre depuis plus de 3 ans, du fait des restrictions dues à la pandémie de Covid, la partie « formation sur le terrain » du programme de formation des équipes de conduite en cas de séisme répondant à la PT-ECS-10 de la décision de l'ASN [3], et de me faire part de votre plan de rattrapage éventuel. ## Tenue Au Séisme Maximal Historiquement Vraisemblable (Smhv) Du Filtre U5 Dans le cadre du suivi de la mise en œuvre du renforcement (modification « PNPP3870 ») de la tenue au séisme maximal historiquement vraisemblable de l'ensemble du dispositif de décompression/filtration de l'enceinte en cas d'accident grave (filtre U5) du réacteur 2, plusieurs plans d'action ont été émis. Le plan d'action « PA00140829 »,relatif à la modification « 2PNPP3870-B », ayant trait à la présence d'un ferraillage au niveau de l'implantation des supports « 16604 », est clôturé. Dans leur avis, vos services centraux (DIPDE siège) vous ont demandé de mettre à jour les plans « TQC » [tel que construit] en conséquence. De même, le plan d'action « PA00170653 », relatif à la modification « 2PNPP3870B-A », ayant trait au décalage des perçages du support de la sortie des gaz, est également clôturé, les plans devant toutefois être mis à jour, tel que demandé par l'avis de vos services centraux. Vos représentants n'ont pas pu montrer aux inspecteurs ces plans mis à jour. Demande B2 : Je vous demande de me transmettre les plans mis à jour à la suite du déploiement des modifications « PNPP3870-B » (présence ferraillage implantation supports 16604) et « PNPP3870B-A » (décalage perçages support sortie gaz), afin de compléter votre réponse à la PTECS-29 de la décision ASN [3]. ## Piscines D'Entreposage Du Combustible Vos services ont transmis, en préalable à l'inspection, la procédure de « Mise en position sûre d'assemblage avec le pont passerelle Delattre », mettant en application les nouvelles dispositions ajoutées en réponse à la PT-ECS-23 de la décision [3]. Vos représentants ont indiqué, lors de l'inspection, que l'ensemble des personnes habilitées à réaliser les manutentions de combustible sur le site de Nogent-sur-Seine ont été formées à utiliser cette procédure en novembre 2021, ce qui est un point positif. Ils ont également indiqué qu'un document listant les matériels visés par cette procédure et leurs lieux de stockage était en cours d'élaboration, et que ce document servirait de référence pour réaliser des inventaires réguliers de ces matériels, ainsi que leur entretien. Demande B3 : Je vous demande de me transmettre le document qui vous servira de référence pour réaliser les inventaires réguliers et l'entretien des matériels utilisés dans la procédure de « Mise en position sûre d'assemblage avec le pont passerelle Delattre », mettant en application les nouvelles dispositions issues de la PT-ECS-23 de la décision de l'ASN [3]. ## Sources Électriques Afin de prévenir efficacement les départs de feu des « DUS » (diesel d'ultime secours) à l'occasion de leur démarrage, ayant pour cause l'inflammation de l'huile de lubrification, une modification de la procédure de « virage moteur » a été réalisée. Vos services ont transmis, préalablement à l'inspection, les annexes des grilles d'essai de requalification des DUS des deux réacteurs faisant suite à cette modification. Sur les relevés d'exécution d'essai (REE), une sélection des tests à réaliser a été effectuée. Vos représentants n'ont pas pu expliquer aux inspecteurs le fondement de cette sélection. Demande B4 : Je vous demande de me transmettre la procédure de « virage moteur », destinée à prévenir les départs de feu sur les DUS des deux réacteurs, en réponse à la PT-ECS-18.II de la décision de l'ASN [3]. ## C Observations Secours Électriques Vos services ont transmis, en préalable à l'inspection, des gammes d'activité renseignées lors des contrôles de l'autonomie des batteries utilisées en cas de perte totale des alimentations électriques externes et internes ; cette autonomie a été portée de 1 heure à 2 heures, suite à la PT-ECS-18-I de la décision [3]. Ces gammes prévoient bien de transposer l'autonomie requise dans les conditions de référence (2 heures à une température de l'électrolyte de 15°C) à l'autonomie requise à la température de l'électrolyte relevée lors du contrôle. Cependant, elles ne tracent pas le calcul ou raisonnement utilisé pour effectuer cette transposition. Enfin, ces gammes demandent d'indiquer si l'autonomie mesurée est supérieure ou non à l'autonomie minimale requise et si la tension globale atteinte à la fin de l'autonomie requise est supérieure ou non au seuil de tension prédéfini ; en revanche, elles ne demandent de tracer ni la valeur numérique de l'autonomie minimale requise (pour la température de l'électrolyte relevée lors du contrôle) ni la valeur numérique du seuil de tension prédéfini. Ces gammes ne sont donc pas autoportantes pour vérifier que le contrôle de l'autonomie de ces batteries (2 heures à 15°C) a été correctement effectué. ## Appoints En Eau Les inspecteurs ont consulté les procès-verbaux (PV) transférant la gestion, fin 2021, des sources d'eau ultimes des réacteurs 1 et 2 à l'exploitant de Nogent-sur-Seine (suites de la PT-ECS-16-I de la décision [3]). Ces PV comportent la mention suivante : « PA CSTA [Plan d'action suite à constat] à ouvrir pour instruire la problématique d'inversion des lecteurs de débit entre NOG et CRU ». Vous avez fourni aux inspecteurs une « fiche d'écart QSE » de votre fournisseur (Sté Ponticelli) datée du 18 février 2022, mais vos représentants ont indiqué que vous n'aviez pas ouvert le PA CSTA prévu par les PV de transfert. Vos représentants ont ensuite indiqué, par courriel du 1er mars 2022, avoir ouvert le « PA n°00268730 » postérieurement à l'inspection du 25 février 2022 et que ce PA était en cours de traitement par vos Unités de Conception d'Etudes Nationales. Je prends note de la création de ce PA CSTA. 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 division, Signé par Mathieu RIQUART Page 6 sur 6
INSSN-DCN-2022-0837	Montrouge, le 25/04/2022 Référence courrier : CODEP-DCN-2022- 011643 Monsieur le Directeur EDF UTO 1, avenue de l'Europe CS 30 451 MONTEVRAIN 77 771 MARNE LA VALLEE Objet : Contrôle de l'approvisionnement des matériels des centrales nucléaires Fournisseur SULZER POMPES FRANCE, Usine de Buchelay Thèmes : R9.9 Fournisseurs Code : Inspection INSSN-DCN-2022-0837 du 02/03/2022 ## 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 du livre V et l'article L 593-33 [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] Lettre de suite d'inspection de l'ASN du 22 décembre 2021, référencée CODEP-DEP-2021-057641 ## 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 SULZER POMPES FRANCE a eu lieu le 02 mars 2022 sur le thème R9.9 « Fournisseurs ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection Cette inspection concernait les dispositions mises en œuvre par votre fournisseur SULZER POMPES FRANCE pour respecter les exigences associées à la fabrication des pompes destinées aux centrales nucléaires. Les inspecteurs ont vérifié par sondage les dispositions mises en œuvre par le fournisseur SULZER POMPES FRANCE concernant la prévention du risque de fraude et de contrefaçon, le contrôle de la sous-traitance ainsi que le traitement des non-conformités. Ainsi, au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre par votre fournisseur fait apparaître une bonne organisation concernant la fabrication des matériels destinés aux centrales nucléaires. Les inspecteurs ont noté positivement la démarche entreprise par SULZER POMPES FRANCE concernant la culture de sûreté via une certification à la norme ISO 19443 prévue en 2022 ainsi que l'envoi, à l'ensemble du personnel, d'un questionnaire anonyme afin de s'assurer de leur connaissance des enjeux liés à la fabrication des matériels importants pour la sûreté. Ils ont également noté comme bonne pratique le croisement des évaluations des fournisseurs avec le client EDF et la réflexion en cours concernant la mutualisation du suivi des sous-traitants avec le reste du groupe SULZER. Néanmoins, l'organisation qualité mise en place au sein de l'usine de Buchelay nécessite d'être améliorée concernant la traçabilité des activités liées à la fabrication des composants nucléaires. Cette inspection fait l'objet de 3 demandes d'actions correctives et de 3 demandes de compléments. ## A. Demandes D'Actions Correctives A.1 - Etalonnage Des Outils De Contrôle Non Destructif Les inspecteurs ont consulté, par sondage, l'étalonnage des outils de contrôle dimensionnel présents dans l'atelier. Ils ont pu constater que certains outils avaient dépassé leur date d'étalonnage sans avoir été mis à l'écart. En particulier, le micromètre référencé M2111866 n'est plus étalonné depuis octobre 2021 alors qu'il était toujours utilisable dans l'atelier. Par ailleurs, en consultant le fichier de suivi de l'étalonnage des outils, il a été constaté que 307 outils de contrôle avaient dépassé, le jour de l'inspection, la date limite de validité de leur étalonnage. Demande A1 : Je vous demande de vous assurer, sous un délai d'un mois, que les outils de contrôle non destructifs de votre fournisseur, dont la date limite de validité de l'étalonnage est dépassée, ne peuvent pas être utilisés dans l'atelier. Par ailleurs, je vous demande de vous assurer qu'un processus d'étalonnage des outils de mesure a été mis en œuvre au sein de l'usine de Buchelay. ## A.2 - Traçabilité Des Opérations L'article 2.5.6 de l'arrêté [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. » L'examen par les inspecteurs de documents de suivi de fabrication a mis en évidence un manque de rigueur lors de leur remplissage. Les inspecteurs ont, par exemple, pu constater une présence de blanc correcteur sur un procès-verbal de contrôle dimensionnel, ou encore des annotations sur d'autres documents, sans assurance qualité. Par ailleurs, bien que cela soit prévu sur les procès-verbaux de contrôles dimensionnels, les références des outils de mesure utilisés ne sont pas reportées, alors même que certains outils pouvant être utilisés dans l'atelier ont dépassé la date limite de validité de leur étalonnage (cf. demande A1 ci-dessus). Demande A2 : Je vous demande de veiller à ce que votre fournisseur mette en œuvre une traçabilité des opérations réalisées ainsi qu'à la qualité de la documentation opérationnelle. Vous m'informerez des actions entreprises dans ce sens par votre fournisseur. ## A.3 - Liste Des Aip L'article 1er.3 de l'arrêté en référence [3] définit une activité importante pour la protection des intérêts comme « une activité importante pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-11 du code de l'environnement (sécurité, santé et salubrité publiques, protection de la nature et de l'environnement), c'est-àdire activité participant aux dispositions techniques ou d'organisation mentionnées au deuxième alinéa de l'article L. 593-72 du code de l'environnement ou susceptible de les affecter. » Les inspecteurs ont examiné la liste des activités importantes pour la protection (AIP) et des contrôles techniques associés du fournisseur SULZER POMPES FRANCE. Les représentants du fournisseur ont indiqué qu'une mise à jour de cette liste était en cours. En consultant les ordres de fabrication dans l'atelier, il n'a pas été possible pour les inspecteurs de constater que les opérateurs sont avertis lorsqu'ils réalisent une AIP et, par conséquent, il n'a pas été possible de constater la réalisation effective du contrôle technique indépendant, permettant de vérifier que l'activité est réalisée conformément aux exigences définies (article 2.5.3 de l'arrêté en référence [3]). Demande A3 : Je vous demande de vous assurer que les AIP font l'objet d'une identification au niveau de la documentation opérationnelle, permettant notamment de s'assurer de la réalisation effective du contrôle technique indépendant. Vous m'informerez des actions entreprises dans ce sens par votre fournisseur. ## B. Compléments D'Information B.1 –Surveillance des sous-traitants de SULZER POMPES FRANCE L'article 2.2.2 de l'arrêté en référence [3] dispose que : « l'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer : - qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application de l'article 2.3.2 ; - que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ; - qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1. » Pour répondre à cette exigence, l'ASN a constaté, notamment au travers de son inspection du 6 décembre 2021 [5], qu'EDF a mis en place un système de qualification des intervenants extérieurs. Ainsi, EDF qualifie ses fournisseurs de rang 1 puis leur impose de qualifier leurs propres sous-traitants. Les inspecteurs ont demandé aux représentants de la société SULZER POMPES France de présenter les dispositions de surveillance mises en œuvre vis-à-vis de leurs propres sous-traitants. Les inspecteurs ont pu constater que la surveillance réalisée par SULZER POMPES France n'est pas réalisée avec une fréquence adaptée aux enjeux pour la sûreté nucléaire. Cependant, les représentants de la société ont indiqué qu'un nouveau processus d'audit sera mis en œuvre en 2022, d'une part, pour assurer une surveillance du système qualité, à fréquence régulière de cinq ans, de l'ensemble des fournisseurs réalisant des activités importantes pour la protection (AIP) et, d'autre part, pour identifier et suivre les fournisseurs à risques, déterminés à partir des signaux faibles enregistrés. Les inspecteurs ont rappelé que les exigences réglementaires associées à l'arrêté [3] doivent être transmises aux sous-traitants du fournisseur et que les AIP sous-traitées doivent faire l'objet d'une surveillance proportionnée aux enjeux. Demande B1 : Je vous demande de vous assurer que les sous-traitants de SULZER POMPES France, réalisant des AIP, font l'objet d'une surveillance adaptée. ## B.2 - Traitement Des Non-Conformités L'article 2.6.1 de l'arrêté en référence [3] dispose que : « l'exploitant prend toute disposition pour détecter les écarts relatifs à son installation ou aux opérations de transport interne associées. Il prend toute disposition pour que les intervenants extérieurs puissent détecter les écarts les concernant et les porter à sa connaissance dans les plus brefs délais. » En échangeant avec le personnel de l'atelier, il n'a pas été possible de confirmer les processus mis en œuvre après la détection d'une non-conformité et notamment concernant le processus d'identification et de mise à l'écart du matériel non conforme. Par ailleurs, la procédure interne référencée IMP-PRO-004 n'identifie pas les personnes habilitées à ouvrir une fiche de non-conformité ni les actions immédiates qui doivent être entreprises à la suite de son ouverture. Demande B2 : Je vous demande de vous assurer que votre fournisseur a mis en œuvre une procédure adaptée de traitement des non-conformités. Vous m'indiquerez les conclusions de votre analyse. ## B.3 - Consultation De Fiches De Modification 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 [5]. Les inspecteurs ont consulté des fiches de modification pouvant impacter la qualification initiale des pompes du circuit d'aspersion de secours (EAS), fabriquées par SULZER POMPES FRANCE. La fiche de modification référencée FM 096 fait l'état d'un écart au paragraphe M3202 de l'édition 2007 du RCC-M concernant une trempe effectuée à l'air et non à l'huile. Cependant, cette fiche ne justifie pas la garantie de la structure métallurgique attendue ni l'impact sur les propriétés mécaniques. Demande B3 : Je vous demande de justifier l'acceptabilité de l'impact du changement de trempe. ## C. Observations C1. Prévention du risque de fraude et de contrefaçon (CFSI) et formation du personnel à la culture de sûreté. Le fournisseur SULZER POMPES FRANCE a présenté aux inspecteurs sa démarche pour diffuser une culture de sûreté dans l'entreprise, via notamment des formations de son personnel concernant le fonctionnement des centrales nucléaires. Les inspecteurs ont pris connaissance de la charte des bonnes pratiques signée par l'ensemble du personnel. Ils ont également pris connaissance de la note d'engagement à lutter contre les fraudes signée annuellement par le directeur de SULZER POMPES FRANCE. Cependant, bien que la culture de sûreté et le risque de fraude et de contrefaçon fassent l'objet d'une formation auprès des employés, il n'a pas pu être établi que le personnel s'est approprié ce risque lors des échanges dans l'atelier. Par ailleurs le renouvellement de cette formation n'a pas été envisagé. Enfin, les inspecteurs ont rappelé l'importance de diffuser largement, en interne et chez les soustraitants, la possibilité de réaliser des signalements anonymes, notamment directement sur le site internet de l'ASN. ## C2. Intégrité Des Données Les inspecteurs ont noté comme bonne pratique de SULZER POMPES FRANCE la numérisation systématique des procès-verbaux dans l'atelier. Cette numérisation permet de garantir la sauvegarde de la donnée initiale et donc l'intégrité des données. Cependant, cette numérisation n'étant pas mentionnée dans les procédures qualité, SULZER POMPES FRANCE s'est engagé à faire une mise à jour de la procédure en conséquence. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par 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 directeur de la direction des centrales nucléaires Rémy CATTEAU
INSSN-CHA-2022-0249	Référence courrier : CODEP-CHA-2022-012637 Châlons-en-Champagne, le 11 mars 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 de Chooz N° INSSN-CHA-2022-0249 du 22 février 2022 Thème : Intervention en zone Référence : Code de l'environnement, notamment ses articles L.592-21 et suivants et L.596-1 et L.557-46 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 22 février 2022 au CNPE de Chooz sur le thème « intervention en zone ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection du 22 février 2022 a permis d'examiner les dispositions prises par l'exploitant concernant la radioprotection des travailleurs et la maîtrise de la propreté radiologique des installations. Une visite des installations a eu lieu sur les chantiers en cours dans le cadre de la visite partielle pour maintenance et renouvellement du combustible du réacteur 1. Les chantiers identifiés par l'exploitant comme étant ceux sur lesquels les enjeux radiologiques étaient les plus importants ont notamment été visés. Il s'agissait ainsi du remplacement de la partie hydraulique d'une pompe du circuit primaire principal, ainsi que des interventions en cours dans les boîtes à eau des générateurs de vapeur (GV). D'autres chantiers à enjeux radiologiques moins importants ont également été inspectés. Des progrès ont été constatés concernant la maîtrise des chantiers à enjeux radiologiques, par rapport à l'appréciation résultant d'inspections précédentes. Néanmoins, l'exploitant doit être plus rigoureux dans la vérification de la mise en œuvre des parades décidées. Par ailleurs, l'inspection a mis évidence des lacunes dans le suivi des équipements de protection individuelle (EPI) des intervenants. Ce constat a fait l'objet d'une action réactive de la part de l'exploitant, qui devra néanmoins veiller à conserver la maîtrise de la conformité des EPI mis à disposition des intervenants. ## A. Demandes D'Actions Correctives Optimisation Des Chantiers L'article R.4451-35 du code du travail prescrit que « lors d'une opération exécutée par une entreprise extérieure pour le compte d'une entreprise utilisatrice, le chef de cette dernière assure la coordination générale des mesures de prévention qu'il prend et de celles prises par le chef de l'entreprise extérieure, conformément aux dispositions des articles R. 4515-1 et suivants » Le relevé de décision du 15 février 2022, concernant les interventions mises en œuvre dans les générateurs de vapeur (GV), prévoit la mise en service d'un déprimogène avec une alarme reportée au niveau du sas d'entrée de la zone d'intervention. Au cours de l'inspection, le dispositif permettant de reporter cette alarme indiquait un débit d'air nul, malgré le fonctionnement apparemment normal du déprimogène. Il existait donc un doute légitime, partagé par les intervenants, sur l'efficacité de l'alarme. Vous avez confirmé par courriel du 1er mars que l'alarme était malgré tout fonctionnelle. Le relevé de décision du 31 janvier 2022, concernant l'échange standard de la partie hydraulique de la pompe primaire "1GMPP053PO", prévoit la mise en place d'un déprimogène afin de mettre en dépression le sas d'habillage / déshabillage permettant d'accéder au chantier. Il s'avère que ce déprimogène n'était pas en place. Par ailleurs, la position d'un second déprimogène, permettant l'aspiration à la source de la contamination, ainsi que celle de la balise aérosol, ne correspondaient pas à ce qui est indiqué dans la fiche annexée à ce relevé de décision, détaillant la logistique à mettre en place pour assurer la radioprotection des travailleurs et la propreté radiologique. Sur ces chantiers, la mise en œuvre des mesures précitées avait pourtant fait l'objet d'une vérification conjointe par les entreprises intervenantes et le service en charge de la prévention des risques (SPR). Demande A1. Je vous demande de renforcer le contrôle réalisé afin de garantir la mise en œuvre des mesures de protection du personnel concernant la radioprotection et la propreté radiologique. Demande A2. Je vous demande de documenter les éventuelles modifications que vous seriez susceptible d'apporter aux mesures de protection décidées conjointement avec l'entreprise extérieure, et de vous assurer qu'elles ne remettent pas en cause la radioprotection des travailleurs et la propreté radiologique. ## Conformite Des Equipements De Protection Individuelle L'article R.4451-56.I du code du travail prescrit que « lorsque l'exposition du travailleur ne peut être évitée par la mise en œuvre de moyens de protection collective, l'employeur met à disposition des équipements de protection individuelle, appropriés et adaptés afin de ramener cette exposition à un niveau aussi bas que raisonnablement possible. Il veille à leur port effectif.» Au cours de l'inspection et sur différents chantiers, il a été constaté que plusieurs tenues de protection contre la contamination, dites « MURUROA », étaient en dépassement de limite de validité. Ces tenues étaient à la disposition des intervenants et avaient une date de fin de validité comprise entre le 15 janvier 2022 et le 15 février 2022. Deux tenues, présentes dans le local "NA0408", présentaient par ailleurs une date de fin de validité à août 2020. La visite du magasin, situé au niveau 22 mètres à l'entrée du bâtiment réacteur, a permis de constater qu'un nombre significatif des tenues entreposées était également en dépassement de la date de validité. Vous avez, au cours de l'inspection, retiré chaque tenue non-conforme et avez confirmé, par courriel, la mise au rebut de toutes les tenues concernées. Par ailleurs, à titre d'action de progrès, il a été demandé au prestataire en charge de l'approvisionnement des servantes de contrôler également le contenu de l'ensemble de celles-ci. Demande A3. Je vous demande, en application de l'article R.4451-56 du code du travail, de veiller à la mise à disposition des intervenants d'équipements de protection appropriés et adaptés. Audelà des actions ponctuelles prises à l'issue de l'inspection, vous prendrez des dispositions organisationnelles pour le suivi de la durée de validité des différents équipements de protection individuelle mis à la disposition des intervenants. ## Prise En Charge D'Un Agent Contamine L'article R.4451-19 du code du travail prescrit que « lorsque les mesures mises en œuvre en application de l'article R. 4451-18 ne permettent pas d'éviter un risque de contamination par des substances radioactives ou de mise en suspension d'aérosols ou de relâchement gazeux significatif, l'employeur met en œuvre notamment les mesures visant à : […] 5° Définir en liaison avec les professionnels de santé mentionnés au premier alinéa de l'article L. 4624-1 les procédures et moyens adaptés pour la décontamination des travailleurs ; » Le gardien de sas, présent en sortie de zone contrôlée, n'a pas pu présenter la procédure de prise en charge d'un agent contaminé, ni les pochettes normalement prévues pour prélever les particules radioactives à des fins de comptabilisation d'une éventuelle dose à la peau par le médecin du travail. Cet intervenant n'avait pas connaissance de l'utilité de ces pochettes. Demande A4. Je vous demande de veiller à la bonne connaissance de la procédure de prise en charge d'un agent contaminé par les intervenants en charge de la mettre en œuvre. Demande A5. Je vous demande, en application de l'article R.4451-19 du code du travail, de veiller à la mise à disposition, aux endroits adéquats, des moyens indispensables à la prise en charge des agents contaminés. ## B. Compléments D'Information Pas de demande de complément d'information. C. Observations Pas d'observations. 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, Madame la directrice, l'assurance de ma considération distinguée. Le Chef de Division, Signé par Mathieu RIQUART
INSSN-LYO-2022-0400	Référence courrier : CODEP-LYO-2022-013822 Monsieur le Directeur Orano Cycle BP 16 26701 PIERRELATTE Cedex Lyon, le 16 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB) Contrôle des installations nucléaires de base Orano Cycle - INB n°138 - Installation d'assainissement et de récupération de l'uranium (IARU) Thème : Surveillance des intervenants extérieurs N° dossier : Inspection INSSN-LYO-2022-0400 du 2 mars 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) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence [1], une inspection a eu lieu le 2 mars 2022 auprès de l'INB 138 exploitée par Orano Chimie Enrichissement et implantée sur le site nucléaire Orano du Tricastin 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 en résultent. ## Synthèse De L'Inspection L'objectif de l'inspection était de vérifier la mise en place des modifications apportées au processus de la surveillance des intervenants extérieurs, survenues à la suite d'inspections sur ce thème menées en 2017 et 2018 sur l'INB 138 ainsi que lors de l'inspection « respect des engagements» menée en 2018 pour l'ensemble de l'établissement. La présente inspection s'est décomposée en une partie analyse documentaire et l'observation de deux opérations réalisées par des entreprises prestataires : l'arrivée par camion des stockeurs prévus pour le local 63B et qui ont été entreposés provisoirement au local 46F, et la fermeture des caissons injectables du module L105 de l'atelier Trident. Concernant l'arrivée des stockeurs du 63B, l'exploitant a mis à disposition l'analyse de risque transport, comprenant notamment les zones de survol de l'installation interdites. Ces stockeurs ont fait l'objet d'une surveillance à la conception et à la construction avec délégation à une entreprise extérieure et validation Orano CE. Cette action de surveillance de la construction d'un équipement important pour la protection (EIP) est satisfaisante. Pour l'atelier Trident, l'exploitation est assurée par un opérateur industriel et l'ensemble de cette activité est suivi par le chef d'installation du Département TD (Traitement des Déchets) d'Orano CE. Les conclusions de cette inspection sont globalement satisfaisantes. L'activité de surveillance des intervenants extérieurs est en net progrès par rapport aux inspections précédentes : mieux définie et mieux suivie, ciblée sur les exigences définies. De plus, les chargés de surveillance sont formés et sensibilisés aux objectifs de la surveillance. Néanmoins la surveillance doit être davantage formalisée aussi bien dans le référentiel de sûreté de votre installation que dans le contrôle de la réalisation de la surveillance. Vous devez également assurer le suivi des observations relevées dans les fiches de suivi de surveillance (FSS). ## A. Demandes D'Actions Correctives Description De La Surveillance Dans Les Rge Dans l'indice D (2014) du chapitre 2 des règles générales d'exploitation (RGE) de l'INB 138, il est indiqué que les chargés de surveillance sont « rattachés au bureau travaux du Département Traitement et Réparation » et il est précisé leur rôle dans la note [PO ARV 3SE GEN 21]. Or, dans la version à l'indice G en vigueur des RGE, les modalités de surveillance des intervenants extérieurs ne sont plus décrites. Or l'article 2.2.4 de l'arrêté INB [2] dispose que les règles générales d'exploitation doivent « présenter les modalités mises en œuvre pour exercer la surveillance des intervenants extérieurs » pour intégrer notamment « les principes et l'organisation de la surveillance, ainsi que les ressources qui lui sont consacrées ». Lors de l'inspection, vous avez indiqué que le rapport de sûreté en cours de rédaction et qui devra être transmis en mai 2022 à la suite de votre réexamen périodique précisera les modalités de surveillance. Demande A1 : Je vous demande d'analyser l'origine de la suppression de ce paragraphe dans la version en vigueur des RGE et de vérifier que les récentes mises à jour de vos RGE n'ont pas entrainé l'altération d'autres contenus réglementaires. Demande A2 : Je vous demande de compléter vos règles générales d'exploitation conformément à l'article 2.2.4 de l'arrêté INB [2]. Organisation de la surveillance L'INB 138 a mis en place quatre indicateurs définis par l'établissement. L'indicateur n°4 représente la fraction d'acte de surveillance réalisée par rapport au nombre d'acte de surveillance programmé. Le planning des fiches de suivi de surveillance (FSS) maintenance est clair, détaillé et lisible, et les éventuels reports sont justifiés, ce qui est satisfaisant. Toutefois, de nombreux actes de surveillance de la maintenance n'ont pas été réalisés en 2021 (5 sur 12) ; vos équipes ont indiqué que les contrôles associés avaient été réalisés mais qu'en l'absence de complétude d'une FSS, ces contrôles ne sont pas comptabilisés comme réalisés au titre du suivi de la surveillance. Demande A3 : Je vous demande de vous assurer du remplissage des FSS à l'issue d'un acte de surveillance. Par ailleurs, concernant le périmètre du traitement des déchets, le pilotage de la surveillance a été mis en place début 2022 via la réalisation de réunions hebdomadaires. A la lecture des échanges présentés, les inspectrices remarquent que : - les FSS sont planifiées à la maille mensuelle, sans précisions sur le thème abordé, - les actions demandées par les FSS ne font pas l'objet d'un suivi formalisé, - les FSS ne sont pas mises sous assurance qualité alors qu'il s'agit de l'élément justifiant de la réalisation de la surveillance. Par ailleurs, bien qu'aucun report n'ait été réalisé depuis la mise en place de ce mode de fonctionnement, les inspectrices s'interrogent sur la traçabilité et le suivi réalisé en cas de report d'un acte de surveillance sur le périmètre TD. Demande A4 : Je vous demande de formaliser la surveillance de l'atelier Trident, notamment en clarifiant la trame et les attentes du compte rendu des réunions mensuelles, et en assurant un suivi des actions reportées dans les FSS. Demande A5 : Je vous demande de mettre sous assurance qualité les FSS. Vous vous assurerez que cette action est également réalisée sur les autres périmètres de l'INB 138. ## Fiches De Suivi De Surveillance Des fiches de suivi de surveillance ont été créées et sont en cours de déploiement, conformément à vos précédents engagements. Vous réalisez des contrôles sur les FSS afin, entre autres, de sensibiliser les chargés de surveillance à l'impact sur la sûreté de la réalisation de l'action de surveillance. Néanmoins il a été observé par échantillonnage que les FSS sont régulièrement incomplètes. Par exemple, lors de l'inspection, l'analyse documentaire a porté sur la FSS n°2021-082 du 13 juillet 2021 relative à la vérification méthodologique annuelle de la balance 56L BD 008 par une entreprise prestataire. Le chargé de surveillance a noté que l'intervenant: - n'était pas en possession des documents applicables lors de l'intervention, - n'a pas renseigné les documents au fil de l'intervention, - et qu'il n'y a pas eu de contrôle technique à l'issue de l'intervention. Le chargé de surveillance a joint à la FSS le constat de vérification signé par le chargé de travaux. Il a également joint une photo représentant une partie d'une balance nommée 56L WI 002, ce nom ne correspondant pas à celui noté sur la FSS. De plus, la date de validité apparente est de juin 2020. Cette FSS a fait l'objet d'un contrôle en septembre 2021 portant uniquement sur l'absence de signature du chargé de travaux et de la pièce jointe dans SAP. Demande A6 : Je vous demande de vous assurer que la balance contrôlée est effectivement celle prévue et d'analyser si les points relevés par le chargé de travaux constituent des écarts. Le cas échéant, vous me transmettrez la fiche d'écart correspondante. Demande A7 : Je vous demande de m'indiquer si la limite de validité était conforme au moment du contrôle. Si la balance n'a pas été contrôlée pendant plus d'un an, je vous demande de préciser les mesures compensatoires qui ont été mises en œuvre. Dans le cas où l'absence de contrôle n'a pas été détectée plus tôt, vous analyserez cet écart et son défaut de détection lors de l'action de surveillance. La FSS OI 22.001 du 6 janvier 2022 relative au contrôle du positionnement de garage des ponts roulants du bâtiment principal a permis au chargé de surveillance Orano de noter que la position de garage des ponts 02GWP009 n'était pas décrite dans le référentiel de l'installation. Je vous rappelle que la surveillance d'un intervenant extérieur a pour objectif la vérification d'une action réalisée par un opérateur en lien avec une activité importante pour la protection et non de tracer des éventuels manques documentaires. Ce point est d'ailleurs rappelé dans le support de la FSS. Demande A8 : Je vous demande de vous assurer que les actions de surveillance permettent uniquement au chargé de surveillance de s'assurer que les intervenants extérieurs « appliquent la politique [d'Orano] qui leur a été communiquée et que les opérations qu'ils réalisent […] respectent les exigences définies » conformément à l'article 2.2.2 de l'arrêté INB [2] et que les actions de surveillance ne doivent pas être utilisées dans un autre objectif. De plus, les responsables d'action et de levée de l'observation n'ont pas visé la FSS comme attendu. Demande A9 : Je vous demande de réaliser un contrôle de la FSS OI 22.001 et d'assurer le suivi des observations relevées dans les FSS. ## Atelier Trident 4 L'inspection a également compris une visite de l'atelier Trident dont la conduite est sous-traitée à un opérateur industriel. Vous avez indiqué durant l'inspection qu'afin de réduire les risques d'utilisation d'une mauvaise version des consignes opérationnelles, et de diminuer la quantité d'information affichées dans les locaux afin de prioriser ces dernières, les documents opérationnels n'étaient pas présents en zone contrôlée mais uniquement disponibles en format numérique. Lors de la visite, l'un des deux opérateurs présents dans le local L105 où avaient lieu des opérations de fermeture des caissons de déchets n'avait pas signé la fiche d'attestation de prise en connaissance des documents de l'opération. De plus les consignes opérationnelles relatives à l'intervention, ainsi que l'analyse des risques sécurité, n'ont pas pu être présentées à l'équipe d'inspection par l'opérateur industriel. Demande A10 :Je vous demande de vous assurer que les opérateurs prennent bien connaissance des différents documents opérationnels avant toute intervention. Le cas échéant, vous me transmettrez la fiche d'écart associée et le plan d'action retenu. Lors de la visite des activités de l'atelier Trident, les inspectrices ont relevé que certaines fiches d'entreposage n'étaient pas disposées à proximité des entreposages, notamment concernant la zone d'entreposage AV2. Ces fiches indiquent notamment les niveaux de gerbage, les types de colis et l'enrichissement autorisés et sont utiles en cas d'urgence et lors des rondes de vos intervenants. L'article 6.3 de l'arrêté INB [2] dispose : « L'exploitant […] définit la liste et les caractéristiques des zones d'entreposage des déchets produits dans son installation. Il définit une durée d'entreposage adaptée, en particulier, à la nature des déchets et aux caractéristiques de ces zones d'entreposage. » Demande A11 : Je vous demande d'afficher à proximité des zones d'entreposages les fiches d'entreposage associées. # B. Demandes D'Informations Complementaires Néant. ## C. Observations Néant. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint à la chef de division, Signé par Eric ZELNIO 6
INSSN-LYO-2022-0401	Référence courrier : CODEP-LYO-2022-010996 Monsieur le directeur Direction du site Orano du Tricastin BP 16 26701 PIERRELATTE cedex Lyon, le 1er mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano Cycle - INB n°138 - Installation d'assainissement et de récupération de l'uranium (IARU) Thème : « Respect des engagements » N° dossier Inspection n° INSSN-LYO-2022-0401 du 22 février 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] Décision n° 2017-DC-0587 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 23 mars 2017 relative au conditionnement des déchets radioactifs et aux conditions d'acceptation des colis de déchets radioactifs dans les installations nucléaires de base de stockage [4] Arrêté du 30 juin 2006 relatif aux installations de traitements de surfaces soumises à autorisation au titre de la rubrique n° 2565 de la nomenclature des installations classées, dans sa rédaction en vigueur à la date de publication de l'arrêté du 7 février 2012 modifié [2] ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection a eu lieu le 22 février 2022 sur l'INB n°138 exploitée par Orano Chimie Enrichissement et implantée sur le 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 22 février 2022 portait sur l'examen, par sondage, du respect des engagements pris par l'exploitant envers l'ASN. Les engagements examinés font essentiellement suite aux événements significatifs survenus sur les installations et aux inspections menées par l'ASN, au cours des années 2019, 2020 et 2021. Les inspecteurs ont également réalisé une visite des installations, notamment des installations de traitement de surfaces, des entreposages de déchets 04F, 14E et 35E, de la boquette CORNAC en arrêt d'exploitation et de la station de traitement sur résine (STER). Les conclusions de cette inspection sont satisfaisantes. Le bon état des installations visitées a été souligné ainsi que les actions engagées pour renforcer les compétences et effectifs des équipes dans les domaines des déchets, de la sûreté opérationnelle et des chaines de caractérisation des déchets par spectrométrie gamma. Les inspecteurs ont également relevé positivement l'avancement des actions de fond engagées sur le référentiel de conditionnement de déchets, la traçabilité du contrôle technique requis à l'article 2.5.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] des activités importantes pour la protection (AIP) et au niveau des ateliers de traitement de surfaces. L'exploitant doit maintenant finaliser et consolider ce travail, notamment en formant à l'arrêté du 7 février 2012 [2] toutes les personnes réalisant des AIP ou leur contrôle technique. Il doit également à être attentif au respect des règles qu'il se fixe au niveau de ses entreposages de déchets et à la gestion des déchets générés au sein de ses installations, notamment leurs étiquetages. ## A. Demandes D'Actions Correctives 2 Formation L'article 2.5.5 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 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 ». Dans le cadre des suites de l'inspection du 19 janvier 2021 portant sur la thématique « respect des engagements », l'ASN avait demandé à l'exploitant de se mettre en conformité avec la décision du 23 mars 2017 [3] dans les meilleurs délais. L'exploitant s'était alors engagé à rédiger et mettre à jour des modes opératoires de conditionnement de déchets pour y intégrer la notion de contrôle technique réalisé dans le cadre de la vérification systématique des colis finis. Cette action est encore en cours. Les inspecteurs ont consulté par sondage des modes opératoires déjà mis en place. Ils se sont intéressés au cursus de formation de la personne nouvellement arrivée réalisant la vérification systématique des colis finis et donc le contrôle technique de l'AIP. Cette personne n'a pas été formée à l'arrêté [2] et à ses notions d'EIP, d'AIP et de leur contrôle technique. Demande A1. Je vous demande de vous assurer que toutes les personnes réalisant des AIP et leurs contrôles techniques sont formées à ces notions et à ce qu'elles impliquent, conformément à l'article 2.5.5 de l'arrêté [2]. ## Respect Des Règles D'Entreposage De Déchets L'article 6.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « l'exploitant définit la liste et les caractéristiques des zones d'entreposage des déchets produits dans son installation. Il définit une durée d'entreposage adaptée, en particulier, à la nature des déchets et aux caractéristiques de ces zones d'entreposage ». Dans le cadre des suites de l'inspection des 26 et 27 avril 2021 portant sur la thématique « gestion des déchets », l'ASN avait demandé à l'exploitant de vérifier et corriger le placement des colis de déchets dans les zones d'entreposage 14E et 35E en accord avec les règles d'entreposage de ces zones, notamment en ce qui concerne le type de colis autorisé. L'exploitant s'était alors engagé à mettre à jour les fiches d'entreposage pour préciser l'ensemble des types de colis autorisés. Les inspecteurs ont consulté la fiche d'entreposage de l'entreposage 35E, référencée 35EU6B04733. Celle-ci indique que seuls des emballages non combustibles sont autorisés pour des substances combustibles sur cet entreposage. Cette information n'est toutefois pas reprise dans le récapitulatif de la fiche affichée au niveau de la zone (coche manquante). Lors de leur visite de l'entreposage 35E, les inspecteurs y ont relevé un colis contenant des tuyauteries PVC combustibles dans une caisse en plastique, donc un emballage combustible, présent dans la zone depuis le 9 mars 2021. Ce colis, non conforme aux règles d'entreposage, n'a pourtant pas été détecté lors des rondes trimestrielles sur la zone, dont l'un des objectifs est pourtant la vérification du respect des règles d'entreposage. Le colis a été déplacé le jour de l'inspection dans un entreposage avoisinant au niveau duquel ce type de colis est autorisé. Vos représentants ont indiqué quelques jours après l'inspection que ce colis avait été identifié comme non conforme pour cet entreposage, ainsi que deux autres colis et devait être déplacé le jour-même. Au niveau de l'entreposage 14E, la fiche d'entreposage 14EU6B04683, définit une file de colis de déchets dont la teneur isotopique en uranium 235 est supérieure à 1% et l'activité massique supérieure à 100 Bq/g pour lesquels une limite de masse à 15 kg existe. Cette file se situe à l'est de la zone et doit être séparée des autres files par une zone de séparation de 1,5 mètre. Lors de leur visite de l'entreposage 14E, les inspecteurs ont relevé que cette zone de séparation n'était pas matérialisée au sol et inférieure à 1,5 mètre par endroits. De plus, le plan figurant sur le récapitulatif de la fiche d'entreposage, affiché au niveau de l'entreposage et indiquant cette zone de séparation porte à confusion car son orientation par rapport au Nord est inversée par rapport à l'entreposage. Demande A2. Je réitère ma demande de vérifier et de corriger le cas échéant le placement des colis de déchets dans les zones d'entreposage 14E et 35E, en accord avec les règles d'entreposage de ces zones, notamment en ce qui concerne le type de colis autorisé et les zones de séparation. Vous veillerez à l'efficacité des mesures mises en place. ## Gestion Des Déchets 3 L'article 6.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « l'exploitant est tenu de caractériser les déchets produits dans son installation, d'emballer ou de conditionner les déchets dangereux et ceux provenant de zones à production possible de déchets nucléaires, et d'apposer un étiquetage approprié sur les emballages ou les contenants ». Lors de leur visite des installations, les inspecteurs ont à nouveau relevé des sacs de déchets non étiquetés, parfois hors point de collecte identifié dans votre référentiel d'exploitation. Ils ont notamment noté au niveau de l'atelier de traitement au trempé, des sacs fermés sans aucune identification, à proximité de la tenue ventilée utilisée dans la zone où les pièces sont rincées au nettoyeur à eau à haute pression. Vos représentants ont indiqué qu'il s'agissait de déchets de nettoyage des rétentions de l'atelier datant de l'été 2021. Les inspecteurs ont également relevé dans la zone d'entreposage temporaire de déchets dédiée au chantier de dépose des stockeurs de la zone 53B que trois caisses en plastiques de déchets n'étaient pas sur une zone plane et imperméabilisé mais de travers, partiellement sur l'herbe dont l'une au-dessus d'une fosse dont la trappe d'accès était partiellement ouverte. Vos représentants ont indiqué que les caisses ont été déplacées et transmis des photos de leur repositionnement le lendemain de l'inspection. Demande A3. Je vous demande de vous assurer du bon étiquetage de vos déchets et de leur entreposage dans des conditions adaptées au sein des zones prévues dans votre référentiel. Dans le cadre des suites de l'inspection des 26 et 27 avril 2021 portant sur la thématique « gestion des déchets », l'ASN avait demandé à l'exploitant de définir une échéance de réalisation de la déclinaison des missions « déchets », définies dans le système de gestion intégré et de veiller à ce que toutes les missions de suivi opérationnel et de contrôle terrain soient bien attribuées et fassent l'objet de nominations. L'exploitant s'était alors engagé à décliner le standard des missions déchets dans les installations dans les notes d'organisation des INB, en précisant que les personnes assurant ces missions seront identifiées nominativement dans les organigrammes nominatifs liés à ces notes. Les inspecteurs ont consulté les notes d'organisation des périmètres de l'INB 138. Ils y ont relevé que les missions déchets y ont bien été intégrées. Vos représentants ont toutefois précisé que celles-ci ne sont pas encore réalisées sur l'installation mais qu'une sous-traitance était en cours de mise en place sur le sujet avec la réalisation d'un cahier des charges. Demande A4. Je vous demande de vous engager sur un délai de mise en place des missions de suivi opérationnel et de contrôle terrain « déchets » pour l'INB 138. Comme vous vous êtes engagés, vous veillerez à ce que les personnes assurant ces missions soient identifiées dans les organigrammes. ## B. Demandes D'Informations Complementaires 4 Actions À Engager En Cas De Perte Du Débitmètre Principal Dans le cadre des suites de l'inspection du 1er décembre 2020 portant sur la thématique « Prélèvements d'eau et rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement», l'ASN avait demandé à l'exploitant de prévoir dans sa documentation opérationnelle la mise en place d'un prélèvement en mode manuel en cas de perte du débitmètre principal de suivi du volume rejeté par le réseau KR en provenance de la fosse B015 ainsi que de la traçabilité associée. L'exploitant s'était alors engagé à mettre à jour de la consigne 04BS4G01605 afin d'y intégrer la conduite à tenir en cas de perte du débitmètre principal du réseau KR conformément au mode opératoire 04BS4G01526. Les inspecteurs ont consulté cette consigne réflexe, ainsi que la fiche reflexe relative à l'alarme associée à la perte du débitmètre principal du réseau KR. Celle-ci référence bien la consigne réflexe référencée 04BS4G01605. Cette consigne, intitulée « Arrêt de lissage sur alarme ou relevés non conformes à l'ARPE » dans la version précédente, a été renommée « Arrêt de lissage sur alarme ou relevés non conformes à l'ARPE ou perte du débitmètre principal » et complétée avec les actions à réaliser en cas de perte du débitmètre principal, à savoir la mise en place d'un prélèvement en mode manuel toutes les huit heures. Le mode opératoire 04BS4G01526 prévoyait dans sa version en vigueur en décembre 2020 une fréquence de prélèvement en mode manuel toutes les heures. La fréquence de prélèvement a été revue à la hausse dans le mode opératoire avec la mise à jour de la consigne et est passée de toutes les heures à toutes les huit heures. Lors de leur visite des installations, les inspecteurs ont interrogé le chef d'équipe en place sur les actions à réaliser en cas de perte de débitmètre. L'index du classeur des consignes de la salle de conduite n'ayant pas été mis à jour, celui-ci n'a pas été en mesure de trouver la consigne à appliquer en cas de perte de débitmètre. Demande B1 : Je vous demande de justifier le changement de fréquence de prélèvement en mode manuel en cas de perte du débitmètre principale, passé de toutes les heures à toutes les huit heures. Vous apporterez les éléments démontrant que la nouvelle fréquence permet un échantillonnage approprié du rejet. Demande B2 : Je vous demande de vous assurer de la bonne mise à jour de l'index de votre classeur de consigne lorsqu'une mise à jour de consigne impacte le titre de cette dernière. Vous veillerez également à la connaissance des mises à jour de consignes par les équipes d'exploitation. ## Relevage Automatique Des Eaux 5 L'arrêté [4] dispose au I de son article 6 que « Les capacités de rétention de plus de 1 000 litres sont munies d'un déclencheur d'alarme en point bas, à l'exception de celles dédiées au déchargement. Les capacités de rétention ont vocation à être vides de tout liquide et ne sont pas munies de systèmes automatiques de relevage des eaux. » Dans le cadre des suites de l'inspection du 16 septembre 2021 portant sur la thématique « Prévention des pollutions et des nuisances » l'ASN avait demandé à l'exploitant de s'assurer de l'absence de système de relevage automatique des eaux dans les capacités de rétentions, conformément au point I de l'article 6 de l'arrêté [4]. L'exploitant s'était alors engagé à passer en mode manuel le relevage des rétentions dans l'attente d'une étude de la compatibilité des systèmes de relevage. Lors de leur visite des installations, les inspecteurs se sont assuré que le système de relevage des eaux dans les capacités de rétention était bien en mode manuel. Ils ont toutefois relevé que ce fonctionnement n'était pas formalisé dans la documentation opérationnelle, ou lors de la mise à l'état sûr de l'installation avant l'arrêt le weekend mais que cette formalisation était néanmoins prévue. Demande B3. Je vous demande de me confirmer la mise en place d'une traçabilité de la vérification du mode manuel de votre système de relevage des eaux lors de la mise à l'état sûr des installations de traitement de surface. ## C. Observations 6 Diffusion Des Fiches Réflexes Les fiches réflexes associées aux alarmes de l'installation remontent au niveau de la surveillance générale où elles sont imprimées automatiquement. Ces dernières peuvent référencer la consigne à décliner par les équipes d'exploitation en réponse à cette alarme. Toutefois, les équipes d'exploitation n'ont pas accès à ces fiches réflexes, d'autant plus que la surveillance générale est maintenant localisée au nord de la plateforme Orano du Tricastin. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint à la chef de division Eric ZELNIO Signé par
INSSN-LYO-2022-0479	Lyon, le 21 juillet 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-035219 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cruas-Meysse Electricité de France BP 30 07350 CRUAS Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB) Lettre de suite de l'inspection des 21 février, 1er mars, 17 mars et 6 avril 2022 sur le thème de « Chantiers de maintenance lors de l'arrêt du réacteur n°4 » N° dossier : Inspection n° INSSN-LYO-2022-0479 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle [des installations nucléaires de base (INB)] en référence, une inspection inopinée a eu lieu les 21 février, 1 er mars, 17 mars et 6 avril 2022 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse sur le thème « Chantiers de maintenance lors de l'arrêt du réacteur n°4 ». 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 21 février, 1er mars, 17 mars et 6 avril 2022 avaient pour objet de vérifier la qualité des interventions de maintenance réalisées lors de la visite partielle pour maintenance du réacteur n°4. Ces inspections, inopinées, ont principalement concerné des activités techniques réalisées dans le bâtiment réacteur (BR), le bâtiment combustible (BK), le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) et le bâtiment électrique (BL). Elles ont consisté à examiner par sondage, les dossiers d'intervention ainsi que les comptes rendus d'intervention, le traitement des plans d'action et la bonne application de certains programmes de base de maintenance préventive (PBMP). Les inspecteurs ont également examiné les conditions d'intervention ainsi que les dossiers spécifiques d'intervention de plusieurs chantiers, notamment : − le suivi du déchargement du combustible nucléaire ; − les épreuves hydrauliques des boucles du circuit secondaire principal (CSP) ; − la visite de périodicité 10 cycles du groupe électrogène de secours à moteur diesel 4 LHP 201 GE ; − la reprise de l'alignement des raccords de type VEBEO sur la pompe repérée 4 ASG 001 PO ; − la remise en conformité du freinage des pompes 4 RCV 002 PO et 4 RCV 003 PO, dans le cadre de la résorption de l'écart de conformité n°484 ; − la visite interne du robinet 4 RCV 120 VP. De plus, les inspecteurs ont examiné la conformité des installations après la réalisation des activités suivantes : − la mise en place d'embases de fixation des torons de câblages sur les portes des armoires électriques, dans le cadre de la résorption de l'écart de conformité n°499 ; − la mise en place de cheminements de câbles dans le local de la pompe 4 ASG 003 PO, afin d'éviter le contact des câbles avec les matériels chauds ; − le contrôle des ancrages des commandes déportées de vannes des systèmes RIS, EAS et RCV, dans le cadre de la résorption de l'écart de conformité n°540 ; − le contrôle des brides des groupes moto pompes primaires (GMPP) ; − le contrôle de l'absence de bore sur les assemblages boulonnés des pompes du système RRA. En outre, les inspecteurs ont réalisé une revue (non exhaustive) des armoires qualifiées K1 du bâtiment réacteur afin de vérifier l'état des boas et l'absence de point de touche avec les armoires. Le CNPE a apporté les éléments de réponse à l'ensemble des constats relevés. Enfin, des 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 CPP ; − les résultats des contrôles liés aux écarts de conformité mis en évidence sur d'autres réacteurs du parc nucléaire d'EDF et la résorption de ceux identifiés sur le réacteur n°4 ; − le contrôle de la bride E de la cuve du réacteur ; − les résultats du contrôle du calage du CPP ; − les résultats des contrôles des zones sensibles à la fatigue thermique et vibratoire ; − les résultats des contrôles réalisés sur les soupapes SEBIM ; − les résultats des essais périodiques réalisés sur les pompes 4 RCV 003 PO et 4 RIS 002 PO ; − les anomalies détectées sur la pompe 4 ASG 003 PO ; A l'issue des contrôles réalisés, l'ASN relève que cet arrêt de réacteur a été marqué par plusieurs aléas et des difficultés techniques pour établir la disponibilité et la qualification d'équipements importants pour la protection (EIP) après des activités de maintenance ou de contrôle, notamment de machines tournantes (pompes repérées 4 RCV 003 PO et 4 RIS 002 PO). En outre, il apparaît que les contrôles techniques et les vérifications conduites au cours des activités n'ont pas permis d'identifier ces anomalies, notamment à l'occasion des changements d'état du réacteur. L'ASN attend donc des améliorations de la profondeur et de la qualité des analyses de sûreté réalisées lors d'anomalies ou d'écarts portant sur des EIP ou susceptibles d'impacter des critères RGE, notamment avant les changements d'état du réacteur. A cette fin, l'application rigoureuse de la démarche d'ouverture des plans d'action de traitement des écarts (PA-CSTA) et la qualité des argumentations qui y figurent doivent faire l'objet d'actions de progrès. A l'issue des opérations de maintenance et après avoir vérifié le traitement des écarts et des points bloquants mis en évidence lors de l'arrêt du réacteur, l'ASN a autorisé la divergence du réacteur 4 le 28 juin 2022. En raison de la détection tardive du non-respect de conditions de réalisation des essais périodiques référencés RRI 101 et RRI 102, et de la nouvelle réalisation de ces essais dans les conditions requises, le CNPE de Cruas-Meysse a réalisé la divergence du réacteur 4, le 3 juillet 2022. # I. Demandes A Traiter Prioritairement Sans objet. ## Ii. Autres Demandes L'ASN a relevé que l'exploitant avait rencontré des difficultés pour établir la disponibilité et la qualification de certains équipements importants pour la protection (EIP) après des activités de maintenance ou de contrôle. A titre d'exemple, la disponibilité des pompes 4 RCV 003 PO et 4 RIS 002 PO a dû être réinterrogée a posteriori, en raison de critères vibratoires RGE B non conformes et, pour la pompe 4 RCV 003 PO, d'anomalies de maintenance. Ces anomalies n'avaient pas été détectées lors des contrôles techniques ou de la vérification des activités, réalisés en application des articles 2.5.3 et 2.5.4 de l'arrêté INB, et ont conduit à plusieurs interventions fortuites réalisées sans succès, ainsi qu'à des changements d'état successifs du réacteur. En outre, les analyses techniques réalisées par les métiers se sont avérées insuffisantes. Demande II.1 : Réaliser un retour d'expérience à froid du déroulement de la visite partielle du réacteur 4 et mettre en place, pour les prochains arrêts de réacteur, des dispositions pour renforcer la rigueur et les analyses de sûreté associées au traitement des aléas et écarts rencontrés au cours des arrêts. Présenter à la division de Lyon de l'ASN les conclusions de retour d'expérience ainsi que les actions engagées. ## Contrôles Réalisés Dans Le Cadre Des Écarts De Conformité N°540 Et N°576 Dans le cadre des écarts de conformité n°540 et n°576, des contrôles des ancrages des commandes déportées de vannes RIS, EAS et RCV et des ancrages des matériels EIP suivant les PBMP ancrages ont été réalisés en amont et pendant l'arrêt du réacteur n°4 par un prestataire extérieur. A deux reprises, les inspecteurs ont souhaité vérifier les ancrages de la commande déportée de la vanne référencée 4RCV050VP sans que cette commande déportée ne puisse être finalement contrôlée. Les inspecteurs ont donc demandé au CNPE de localiser précisément cette commande et de s'assurer que les ancrages et supportage aient bien été contrôlés. A la suite du contrôle du dossier associé à ce contrôle, le CNPE a identifié des écarts non détectés par le prestataire. Sur la base du doute sur la qualité des contrôles réalisés par ce prestataire, vous avez engagé un contrôle contradictoire (surveillance) sur 10 supports contrôlés initialement par ce fournisseur sur l'arrêt du réacteur n°4 et n'ayant pas fait l'objet de constat. La surveillance a alors détecté que 4 supports sur 10 présentaient des anomalies. Le prestataire a finalement repris l'ensemble des contrôles sur les 81 supports déjà contrôlés lors de l'arrêt. Finalement, 55 supports présentaient des anomalies alors que seulement 14 supports avaient initialement fait l'objet de constats. Cette défaillance de contrôle a donné lieu à une déclaration d'évènement significatif pour la sûreté, et des actions correctives relatives aux écarts constatés lors de l'arrêt du réacteur n°4 ont été proposées dans le compte rendu de cet événement. Cependant, les inspecteurs ont noté qu'une partie des contrôles réalisés par ce prestataire, dans le cadre de la résorption des écarts de conformité n°540 et 576, avait été réalisée en amont de l'arrêt du réacteur, mais n'avait pas donné lieu à un recontrôle à l'issue de ces constats. Demande II.1 : Réaliser un état des lieux des contrôles réalisés par ce prestataire dans le cadre de la résorption des écarts de conformité n°540 et 576, portant sur les 4 réacteurs du CNPE. Demande II.2 : Définir et mettre en œuvre un programme de recontrôle, au moins par sondage dans un premier temps, des supports contrôlés par ce prestataire en amont de l'arrêt du réacteur n°4, ainsi que sur les réacteurs n°1, n°2 et n°3. ## Sous Implantation Des Vis De La Bride D'Aspiration De La Turbopompe Repérée 4 Asg 003 Po Lors de la visite complète de la turbopompe 4 ASG 003 PO, il a été constaté que 11 vis sur 12 de la bride d'aspiration étaient sous implantées. En l'absence de pièces de rechange adaptées disponibles dans un délai rapide, il a été décidé, dans l'attente du remplacement final, de remonter la bride d'aspiration avec 12 vis neuves et 12 écrous neufs de même dimension. Huit jours plus tard, un suintement d'eau au niveau de la bride concernée a été détecté. Après avis des services centraux, le suintement a été résorbé grâce à un sur-serrage de ces vis. A la suite du questionnement des inspecteurs, le CNPE s'est engagé, dans le dossier de divergence, à réaliser un dossier « étagère » avant la réalisation des essais plein débit afin d'être en capacité d'intervenir rapidement sur cette bride en cas d'aléa sur le prochain cycle, tranche en marche (TEM), avec le remplacement des vis sous implantées. Demande II.3 : En tout état de cause et en l'absence d'aléa sur le prochain cycle, et donc de remplacement en TEM des vis sous implantées, réaliser le remplacement des vis sous implantées lors du prochain arrêt du réacteur n°4. Demande II.4 : Conformément à l'engagement pris, réaliser en TEM, tous les deux mois, un contrôle d'absence de desserrage de la boulonnerie de la bride d'aspiration de la turbopompe 4 ASG 003 PO (par marquage des écrous et contrôle d'absence de rotation par comparaison avec leur position actuelle). Demande II.5 : Tenir informée sans délai la division de Lyon de l'ASN des aléas qui surviendraient sur cette pompe lors du prochain cycle ainsi que du traitement réalisé. ## Calorifuge De La Turbopompe Repérée 4 Asg 003 Po Un dégagement de fumée a été constaté lors d'un essai de la turbopompe 4 ASG 003 PO. Pour maitriser la situation, les équipes d'intervention du site ont dû retirer une partie du calorifuge de la pompe. La turbopompe est restée en service et ses performances n'ont pas été altérées par ce dégagement de fumée. Au vue de la situation, la remise en place du calorifuge présentait un risque de déclenchement de la turbopompe en question. Après analyse, le site a conclu que l'absence de ce calorifuge sur une zone très limitée ne remettait pas en cause la capacité de la turbopompe à assurer sa fonction en cycle TEM et n'a pas pour effet d'augmenter la température ambiante de manière significative. A noter, qu'il n'y a également pas de risque de brulure pour les travailleurs puisque la partie manquante de calorifuge est située en partie basse, sous le capot. Demande II.6 : Remettre en place le calorifuge retiré lors du prochain arrêt du réacteur n°4. ## Avarie Sur La Pompe Repérée 4 Asg 001 Po Le 6 avril 2022, les inspecteurs ont constaté que des opérations de dépose de la pompe 4 ASG 001 PO étaient en cours. Les intervenants ont indiqué qu'un point dur en rotation avait été détecté au moment de réaliser le contrôle du lignage. Lors du démontage de la partie hydraulique de la pompe en atelier, plusieurs dégradations ont été constatées, à tel point que la visite a dû être finalisée chez le constructeur. Après expertise, plusieurs hypothèses sont avancées, notamment un fonctionnement sans eau ou un défaut de montage lors de la précédente visite. En l'état actuel, l'analyse menée par le CNPE n'est pas conclusive. Etant donnée la possibilité qu'une non qualité de maintenance (NQM) soit à l'origine de ces dégradations, les inspecteurs estiment que l'analyse du CNPE doit être approfondie. Une caractérisation de cet évènement vis-à-vis des critères de déclaration des évènements significatifs pour la sûreté doit également être menée vis-à-vis de la directive interne EDF référencée DI100. Demande II.7 : Approfondir l'analyse de cet évènement afin d'identifier l'origine de cette avarie. A l'issue de cette analyse, réaliser une caractérisation de cet évènement vis-à-vis de la DI100. ## Traces De Bores Sur La Pompe Repérée 4 Rra 001 Po En début de l'arrêt du réacteur n°4, vos représentants réalisent une tournée des organes de robinetterie afin de vérifier la présence ou l'absence de traces de bore. Lors de ces contrôles, il a été constaté la présence de bore sur la bride d'aspiration et la boulonnerie de la pompe 4 RRA 001 PO, donnant lieu au remplacement du joint de la bride. Lors des contrôles réalisés en fin d'arrêt, il a été constaté une nouvelle présence de bore sec sur la partie inférieure du joint, sans écoulement ni trace au sol. Conformément aux dispositions nationales prévues par EDF, les traces de bores étant sèches et légères, celles-ci ont simplement été nettoyées sans nouvelle intervention sur la pompe. Demande II.8 : Réaliser un suivi des traces de bore sur la pompe repérée 4 RRA 001 PO lors du prochain arrêt du réacteur n°4. ## Requalification Fonctionnelle De La Pompe Repérée 4 Rcv 003 Po A la suite d'un essai périodique non conforme de la pompe 4 RCV 003 PO, un échange standard de l'hydraulique de la pompe a été réalisé. La requalification de la pompe a ensuite été effectuée dans le cadre d'un essai périodique, référencé EP RIS 030. Los de cet essai, des niveaux élevés de vibration ont été détectés (non-respect d'un critère RGE). Un nouvel essai à plein débit a alors été réalisé, après la réalisation par le métier de réglages sur la pompe, qui a conduit à un dépassement plus élevé de critère RGE, et finalement à un nouvel échange standard de la pompe. Pour réaliser cette nouvelle requalification, après avis des services centraux, le site de Cruas a réalisé un EP RIS 030 partiel, sans injection en branche froide via le réservoir d'injection de bore et sans mesure du temps d'établissement du plein débit de la pompe. En réponse au questionnement de l'ASN, le CNPE s'est engagé, dans le dossier de divergence, à réaliser la mesure d'établissement du plein débit de la pompe sur le prochain arrêt du réacteur n°4. Demande II.9 : Transmettre à l'ASN le résultat de la mesure d'établissement du plein débit de la pompe repérée 4 RCV 003 PO. ## Gestion Des Sas De Confinement Les inspecteurs ont examiné la conformité de sas de confinement stato-dynamique installés dans le BR n° 4 et le BAN n° 8 sur des chantiers à risque de contamination de niveau 1 et 2 (NC1 et NC2). Ces inspections ont mis en évidence des écarts en matière d'identification des sas et d'affichage des consignes d'accès. En effet, les inspecteurs ont constaté plusieurs sas installés sans identification ou sans consignes d'accès (notamment au niveau du chantier de la pompe repérée 4 RCV 002 PO ou dans les locaux R 386 et R 771 du BR n°4). Ces erreurs d'affichage ou d'identification ont été corrigées de façon réactive à la suite des remarques des inspecteurs. Demande II.10 : Renforcer l'organisation prévue pour identifier systématiquement les sas de confinement dès leur installation et afficher les consignes d'accès. ## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Tripode En Sortie Du Vestiaire Homme Du Br N°4 Un tripode a été installé en entrée de zone contrôlée, à la sortie du vestiaire froid homme du BR n°4, afin d'éviter les oublis de dosimètre opérationnel. Celui-ci ne permet le passage qu'après l'insertion du dosimètre dans la fente prévue à cet effet. Il s'agit d'une démarche positive qui va au-delà des préconisations réglementaires. Les inspecteurs ont toutefois observé plusieurs intervenants détournant le dispositif : soit en plaçant la main dans la fente prévue pour le dosimètre, soit en contournant simplement le tripode. De plus, il a été précisé aux inspecteurs qu'un tel tripode n'est pas présent en sortie du vestiaire froid femme. Observation III.1 : Si la mise en place d'un tel dispositif apparaît être une bonne pratique, le dispositif actuel mériterait d'être fiabilisé avant d'être utilement étendu à l'ensemble des accès en zone contrôlée. ## Point De Contact Au Niveau Des Capteurs Qualifiés K1 Les inspecteurs ont constaté un point de contact entre la ligne d'impulsion du capteur 4 RCP 005 MN / 011 MN (capteur qualifié K1) avec la barre de renfort du châssis de l'armoire de mesure. Observation III.2 : Les inspecteurs notent que le CNPE a mis en place une protection provisoire sur cet arrêt et a prévu la modification de la ligne ou de la barre de renfort lors de la prochaine visite partielle du réacteur n°4, en 2024. 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-LYO-2022-0471	Référence courrier : CODEP-LYO-2022-014858 Lyon, le 23/03/2022 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 n° INSSN-LYO-2022-0471 du 2 mars 2022 Thème : « Systèmes de sauvegarde » Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux 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 2 mars 2022 sur la centrale nucléaire de CruasMeysse sur le thème « Systèmes de sauvegarde ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection du 2 mars 2022 avait pour objectif de contrôler les dispositions mises en place par EDF pour assurer la disponibilité et l'entretien des systèmes de sauvegarde des réacteurs du CNPE de Cruas. Les inspecteurs se sont principalement intéressés au système d'injection de sécurité (RIS), au système d'aspersion de l'enceinte (EAS), au système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) ainsi qu'aux groupes électrogène de secours à moteur diesel. Dans ce cadre, les inspecteurs ont examiné le bilan de fonction des systèmes de sauvegarde. Ils ont également contrôlé, par sondage, les demandes de travaux (DT) en cours ou réalisées ainsi que les plans d'actions (PA) concernant plusieurs matériels de ces systèmes. Les inspecteurs ont examiné l'avancement de plusieurs intégrations du référentiel prescriptif d'EDF impactant les règles générales d'exploitation (RGE) afférentes aux systèmes précités. Ils ont également contrôlé, par sondage, la réalisation d'essais périodiques (EP) et d'opérations de maintenance sur plusieurs matériels de ces systèmes, en examinant les gammes opérationnelles renseignées. Enfin, les inspecteurs se sont rendus dans l'îlot nucléaire des réacteurs 1 et 2, notamment dans les bâtiments des auxiliaires nucléaires (BAN), le bâtiment électrique du réacteur 2, et le bâtiment du groupe électrogène de secours à moteur diesel repéré 2LHP, afin d'y vérifier l'état des installations et des matériels. Au vu de cet examen, il apparaît que l'organisation mise en place par l'exploitant est satisfaisante, particulièrement pour la réalisation du bilan de fonction et l'application des documents prescriptifs de maintenance préventive. Toutefois, l'exploitant devra renforcer le pilotage et la rigueur de traitement des demandes de travaux (DT) relatives aux équipements importants pour la sûreté (EIPS). De plus, les documents examinés ont révélé plusieurs écarts nécessitant des actions correctives pour éviter leur renouvellement. En particulier, la fuite active présente au niveau de la vanne repérée 1 RIS219 VP, devra être traitée et le nettoyage du local pour éliminer les traces de bore présentes devra être prévu. ## A. Demandes D'Actions Correctives Traitement De La Fuite De La Vanne 1 Ris 219 Vp Lors de la visite de terrain, les inspecteurs se sont rendus dans le BAN du réacteur 1, au niveau du local abritant la boucle de recirculation du bore du réservoir repéré RIS 004 BA, et ils ont constaté la présence d'une fuite active au niveau de la vanne repérée 1 RIS 219 VP. Cette fuite a généré un amas de cristaux de bore au niveau de la vanne et des traces de bore sous cette dernière. Les inspecteurs ont constaté que cette fuite est toujours active. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs l'existence d'une DT qui prévoit le traitement de cette fuite au prochain arrêt du réacteur. Demande A1 : Je vous demande d'analyser les conséquences potentielles de cette fuite et vous engager sur un délai pour son traitement. A l'issue, vous veillerez à procéder au nettoyage du local. ## Dérogation Au Pbmp Les inspecteurs ont consulté l'ensemble des dérogations aux programmes de maintenance des systèmes de sauvegarde. Ils se sont intéressés à la dérogation référencée 2019 CRUAS 046 - PA 184835, autorisant la suppression de la visite interne des clapets référencés ASG 146 et 147 VD. D'après la justification présentée par vos représentants, la suppression de toute maintenance sur ces clapets est possible car ceux-ci ne sont pas utilisés. L'examen des schémas mécaniques met en évidence que les lignes sur lesquelles se situent ces clapets ne sont plus utilisées en raison de la fermeture pérenne des robinets repérés ASG 116 et 117 VD. Ainsi, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs avoir mis en place une condamnation administrative en position fermé sur ces robinets, garantissant ainsi leur fermeture et la condamnation des lignes situées en aval. Toutefois, la suppression de la maintenance sur les clapets repérés ASG 146 et 147 VD doit par conséquent être conditionnée à la bonne réalisation du suivi de l'étanchéité des robinets situés en amont ainsi que de la condamnation administrative fermée de ces robinets. Or, ces éléments n'apparaissent pas dans l'analyse de cette dérogation et vos représentants n'ont pas su expliciter cette absence. Demande A2 : Je vous demande de réviser et de compléter l'analyse de la dérogation relative à la maintenance des clapets ASG 146 et 147 VD en prenant en compte les éléments nécessaires à intégrer pour le suivi des robinets ASG 116 et 117 VD situés en aval des clapets et garantissant leur isolement. ## Traitement Des Dt L'article 2.6.3 de l'arrêté fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base (INB) cité en référence [2] dispose que : « I. L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : Déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; mettre en œuvre les actions ainsi définies ; évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives. II. L'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement. III. Le traitement d'un écart constitue une activité importante pour la protection. IV. Lorsque l'écart ou sa persistance constitue un manquement mentionné au troisième alinéa de l'article 2.6.2, l'exploitant prend sans délai toute disposition pour rétablir une situation conforme à ces exigences, décisions ou prescriptions. Sans préjudice des dispositions de l'article 2.6.4, lorsque l'exploitant considère qu'il ne peut rétablir une situation conforme dans des délais brefs, il en informe l'Autorité de sûreté nucléaire. » Les inspecteurs ont relevé, lors de l'examen par sondage de la liste de suivi des DT relatives aux EIPS des systèmes de sauvegarde, que près de 468 DT étaient en cours de traitement et non closes et que les DT les plus anciennes avaient été créées en 2014 mais étaient encore en attente de traitement au jour de l'inspection. Lors de l'inspection relative aux systèmes électriques et contrôle commande du 9 février 2022, les inspecteurs avaient réalisé un constat similaire sur les équipements des systèmes électriques et de contrôle commande. Ainsi, l'ASN attend le renforcement du processus de traitement des DT afin de mieux piloter et de réduire les encours de DT. Demande A3 : Je vous demande de me préciser les dispositions organisationnelles complémentaires que vous allez mettre en place pour : - réaliser régulièrement des revues des DT en attente de traitement afin de vérifier l'adéquation des échéances de traitement initialement retenues avec les modifications, les évolutions et analyser le cumul des écarts et anomalies identifiés ; - diminuer les encours de DT en attente de traitement en proposant un échéancier de traitement associé. ## Mise À Jour De La Note Locale De Gestion Des Fuites Les inspecteurs ont consulté la note du site de gestion des fuites référencée D5180/NE/MM/60229 indice 0 du 11 octobre 2021. Il est apparu que cette note est basée sur la règle nationale de maintenance (RNM) d'EDF « Maitrise des fuites du process tous paliers » référencée D455032088766. Or, cette RNM était abrogée et remplacée par le guide de maintenance « guide d'analyse d'une inétanchéité externe sur une liaison démontable » référencée D455021000069 indice 0 du 7 mai 2021, au moment de la mise à jour de la note locale. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'une mise à jour de la note interne de gestion des fuites du CNPE de Cruas est en cours de rédaction et les objectifs de mise à jour prévoient une publication au 30 juillet 2022. Demande A4 : Je vous demande d'analyser les raisons qui vous ont conduit à ne pas intégrer le nouveau guide de maintenance de mai 2021 lors de la création de la note locale de gestion des fuites, en novembre 2021, et à mettre en œuvre les actions correctives pérennes. Demande A5 : Je vous demande de mettre à jour la note locale susmentionnée et de me la transmettre. Rigueur dans le contrôle technique d'activités de maintenance et renseignement des gammes associées Lors de l'inspection, les inspecteurs ont consulté des gammes de maintenance de matériels importants pour la sûreté (EIP). Il ressort de cet examen que la quasi- totalité des gammes examinées par les inspecteurs comporte des erreurs, des valeurs erronées, des corrections manuelles non identifiées ou des incohérences. Les gammes de maintenance et documents associés, objet de l'examen des inspecteurs, concernaient les dossiers d'intervention de la dernière visite de : - 1EAS001PO (visite complète de la pompe réalisée en 2017) ; - 1RIS002PO (visite complète de la pompe réalisée en 2019) ; - 2ASG002PO (visite complète de la pompe réalisée en 2017 et visite partielle de la pompe réalisée en 2021) ; - 3RIS078VP (visite interne du robinet réalisé en 2016) ; - 3RIS035VP (visite interne du robinet réalisé en 2010) ; - 8RIS011PO (visite complète de la pompe réalisée en 2016) ; - 2LHP201GE et 3LHQ201GE (essais périodique sur banc de charge des groupes électrogènes à moteur diesel réalisés en 2021) Ce contrôle a permis d'identifier les écarts concernant : - la rigueur apportée à la qualité des documents avec des défauts d'assurance qualité non détectés par le contrôle technique réalisés sur les gammes, par exemple dans la gamme de visite partielle de la pompe repérée 1EAS001PO référencée D090016002014 du 21 juin 2017 ; - des écarts aux valeurs attendues : o des résultats de contrôle ne permettant pas de juger de leur acceptabilité par exemple dans la gamme de visite interne du robinet repéré 3RIS035VP référencée D5188 PQ/MC015093 du 5 août 2010. o valeurs hors tolérances (jeux, températures de l'eau BT, mesures de diamètre de bagues...) par exemple dans les gammes d'essais périodiques de groupes électrogènes à moteurs diesel sur banc de charge repérés 2LHP201GE référencée D0900PNM00686 du 9 septembre 2021 et 3LHQ201GE référencée D0900PNM00686 du 28 avril 2021. ## Demande A6 : Je Vous Demande : - de refaire un contrôle technique des gammes de maintenance concernées citées ci-dessus et de traiter les écarts relevés ; - de vous positionner sur les valeurs hors tolérance relevées dans les gammes relatives à la pompe 1 EAS 001 PO, référencée D090016002014 du 21 juin 2017, et à la vanne 3 RIS 035 VP, référencée D5188 PQ/MC015093 du 5 août 2010, en précisant ce qui vous a conduit à laisser les équipements en l'état ; - de réaliser un contrôle technique de l'ensemble des derniers essais sur banc de charge des diesels pour vérifier la bonne utilisation des abaques et le respect des critères RGE associés. Demande A7 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour assurer un contrôle technique plus rigoureux des opérations de maintenance des équipements, répondant aux exigences de l'article 2.5.3 de l'arrêté du 7 février 2012 ; ## Entretien Du Local Des Pompes De La Boucle Ris 21000 Ppm Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté un état dégradé du local des pompes 1 RIS 021 PO et 1 RIS 022PO. Plus particulièrement, les inspecteurs ont relevé : - l'absence de calorifuge sur certaines portions de tuyauteries alors qu'il contribue à la gestion du risque de cristallisation dans les tuyauteries et donc de bouchage des circuits ; - des objets tels que des volants de vannes étaient posés à divers endroits dans le local, occasionnant un risque d'agression sur le matériel requis et qualifié au séisme. Une fuite de garniture importante était présente sur l'une des deux pompes. L'écoulement continu a initialement était redirigé vers un réceptacle devenu inefficace sans que cette situation n'ait fait l'objet d'un suivi quelconque. Demande A8 : Je vous demande de remettre en état le local des pompes 1 RIS 021 PO et 1 RIS 022 PO et de prendre les dispositions nécessaires pour éviter la survenue de situations similaires. Vous me communiquerez votre analyse de cette situation. ## Entreposage De Soude Liquide Lors de la visite du BAN du réacteur 2, les inspecteurs se sont rendus dans le local K055 abritant le réservoir de soude. Les inspecteurs ont constaté la présence, dans la rétention du local, de dix conteneurs de type PEHD remplis d'une solution de soude liquide utilisée par le système d'aspersion de l'enceinte (EAS). Les inspecteurs ont relevé qu'une fiche d'entreposage était présente au droit de ces entreposages et n'autorisait ces entreposages que jusqu'au 31 décembre 2021. Demande A9 : Je vous demande d'évacuer ces fûts vers une aire dûment autorisée. ## Chemin De Câbles Défectueux Lors de la visite du local repéré NB 322 du réacteur 2, abritant le réservoir repéré 2RIS 004 BA, les inspecteurs ont relevé qu'un chemin de câbles était détérioré et était partiellement tenu. Demande A10 : Je vous demande de vérifier l'intégrité des gaines des câbles concernés par la détérioration. Vous m'indiquerez les actions curatives mises en œuvre pour remettre en état le chemin de câble. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Teneur En Soude Du Réservoir Les inspecteurs ont consulté le plan d'action (PA) 191575 relatif au non-respect de la concentration en soude du réservoir repéré 3 EAS 001 BA, en raison de l'inétanchéité du robinet repéré 3 EAS 125 VR. Le réservoir de soude fait partie du système de sauvegarde du bâtiment réacteur, système qui est utilisé en cas d'accident de perte de réfrigérant primaire entraînant une augmentation de la pression dans le bâtiment réacteur. La soude, injectée par des rampes d'aspersion situées dans la partie haute du bâtiment réacteur, sert alors à diminuer la quantité d'iode gazeux dans le bâtiment réacteur, et à limiter ainsi d'éventuels rejets d'iode radioactif dans l'environnement. Selon le PA susmentionné, le 1 er août 2020, la concentration en soude du réservoir 3 EAS 001 BA était de 27,9 % alors que les spécifications chimiques imposent de maintenir une concentration en soude en 28 et 32 %. Dans le cas contraire, l'exploitant doit revenir à une concentration en soude conforme sous un mois. Dans le cas présent, le retour à une concentration en soude conforme a été réalisé le 28 août 2020. Il ressort donc de l'analyse de l'exploitant que durant cet intervalle de temps, le réservoir de soude a été considéré comme disponible au sens des spécifications technique d'exploitation (STE). Toutefois, la teneur en soude ne respectait les critères attendus et les STE imposent, en cas d'indisponibilité partielle du système EAS, un retour à la disponibilité du système d'injection de soude, sous 14 jours. Demande B1 : Je vous demande de faire valider votre analyse de conformité aux STE par vos services centraux quant aux critères associés à une indisponibilité du système d'injection de soude et de mettre en cohérence, le cas échéant, les référentiels applicables. ## C. Observations Sans objet. ## Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER
INSSN-LYO-2022-0484	Lyon, le 29 décembre 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-061954 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cruas-Meysse Electricité de France BP 30 07350 CRUAS Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB) Lettre de suite des inspections n° INSSN-LYO-2022-0484 des 21 et 22 février, 11, 19 et 30 août et 17 octobre 2022 Thème : «Radioprotection, interventions en zone contrôlée » N° dossier : Inspection n° INSSN-LYO-2022-0484 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, des inspections ont eu lieu les 21 et 22 février et le 17 octobre 2022 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse sur le thème de la « radioprotection, interventions en zone contrôlée ». Des contrôles des dispositions relatives à la radioprotection ont également eu lieu au cours des inspections de suivi de l'arrêt pour maintenance du réacteur 3 des 11, 19 et 30 août 2022. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à ces occasions, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection Dans le cadre des inspections des 21 et 22 février, 11, 19 et 30 août et du 17 octobre 2022, l'ASN a contrôlé les dispositions mises en œuvre par la centrale nucléaire de Cruas-Meysse pour garantir des conditions d'intervention satisfaisantes lors des chantiers à enjeu radiologique, pour la gestion de la propreté radiologique et, enfin, pour prévenir la dispersion de contamination. Pour ce faire, les inspecteurs ont notamment mené des contrôles dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) et dans le bâtiment réacteur (BR), dans le cadre des arrêts pour maintenance des réacteurs 2, 3 et 4. Cette lettre de suite complète les précédentes demandes effectuées par l'ASN dans le cadre de ses missions d'inspection du travail. Il ressort de ces contrôles que les dispositions mises en œuvre sur le site de Cruas-Meysse pour la radioprotection restent perfectibles. Les actions de progrès du site, issues notamment des événements significatifs pour la radioprotection survenus en 2021 et en 2022, doivent être poursuivies. Les démarches initiées récemment par le service de prévention des risques (SPR), comme la mise en place du contrôle « 5 points » en sortie du BR ou de zone contrôlée, doivent être conduites avec rigueur et ténacité. En outre, les dispositions organisationnelles mises en œuvre pour identifier les défaillances des matériels de radioprotection et procéder à leur remise en conformité ne permettent pas, dans les faits de s'assurer du bon état des contaminamètres et du bon état des sas d'intervention. En effet, les inspecteurs ont constaté à plusieurs reprises des défaillances matérielles sur le terrain et ont constaté que les actions mises en œuvre, pour le moment, ne produisent pas encore les améliorations attendues. Il convient donc de vous interroger sur le caractère suffisant des actions correctives et préventives mise en œuvre. Enfin, les contrôles réalisés par sondage montrent que la culture de radioprotection et les analyses de risques réalisées par les intervenants ne permettent pas de garantir la maitrise des risques radiologiques sur les chantiers et de mettre en œuvre des parades adaptées. A titre d'exemple, les actions qui ont conduit à l'augmentation du débit de dose de la dalle 20m du BR du réacteur 3, lors de l'opération d'ouverture du faux couvercle, reflètent un manque d'attitude interrogative et de culture radioprotection dans la préparation de l'activité. Les pratiques du CNPE en matière de radioprotection nécessitent donc des améliorations et des efforts de terrain. L'ASN attend d'EDF la mise en œuvre rigoureuse des actions déjà décidées dans le cadre de votre plan d'action d'amélioration de la radioprotection ainsi que l'identification des actions complémentaires encore nécessaires, prenant en compte les meilleurs pratiques identifiées par EDF sur le parc nucléaire en exploitation. ## I. Demandes A Traiter Prioritairement Sans objet. ## Ii. Autres Demandes Identification Des Écarts Terrain Lors d'une précédente inspection sur le thème de la radioprotection, le 4 août 20211, l'ASN avait constaté lors de l'étude des évènements intéressants pour la radioprotection (EIR), que plusieurs évènements mettaient en lumière un manque de culture de radioprotection aussi bien des agents d'EDF que des prestataires extérieurs. Je vous avais alors demandé de définir et de mettre en place un plan d'action afin d'améliorer la culture de radioprotection des agents EDF et des intervenants extérieurs. Vous avez transmis à l'ASN, un plan d'action s'échelonnant sur l'année 2022. Au travers de cette nouvelle campagne d'inspection, les inspecteurs ont constaté les écarts principaux suivants : - le 22 février 2022 sur le chantier de la vanne 4 RCP 306 VP du réacteur 4, les dispositions pourtant indispensables à l'ouverture du chantier comme : l'affiche précisant les conditions d'accès du SAS, la servante pour les équipements de protection individuels, la poubelle, le contaminamètre (MIP10) étaient manquants ; - le 7 mars 2022 sur le réacteur 4, un manque de maîtrise, par les intervenants devant assurer sa mise en service, du fonctionnement de l'équipement de mise en dépression du circuit primaire (MED CP), qui est un élément important pour la maitrise de la contamination sur les chantiers nécessitant l'ouverture du circuit primaire (CPP) ; - le 24 mars 2022, sur le réacteur 4, plusieurs MIP 10 de dernière génération étaient endommagés au niveau de leur sonde de mesure (le MIP 10 de la zone ALARA au niveau 4.65 m du BR, dans le local R350, ainsi que deux MIP 10 du sas BR, au niveau 8m). Ce problème a pour conséquence de fausser les mesures réalisées par les intervenants ; - le 20 juillet 2022 sur le réacteur 3, le déprimogène DEP 309 FA présent dans le local R345 n'avait pas été contrôlé ; - le 30 août 2022, le MIP 10 « CRU 060 » présent devant le portique C1 ne fonctionnait pas. Ces points ont fait l'objet d'actions correctives et ont été traités lors des arrêts concernés. Toutefois, au-delà du plan d'action transmis à l'ASN et qui est en cours de déploiement, la surveillance de terrain permettant d'identifier les écarts tels que ceux identifiés par les inspecteurs doit être renforcée. En effet, ces écarts « irritants » viennent perturber la démarche en cours et participent à favoriser l'absence de contrôle des agents sur le terrain ou le non-respect des exigences minimales de radioprotection. Demande II.1 : Renforcer le plan d'action d'amélioration de la radioprotection par des actions de surveillance de terrain permettant l'identification rapide des écarts, leur suivi formalisé et leur résorption dans les meilleurs délais. ## Contrôle « 5 Points » Avant Les Portiques C1 En sortie du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) et avant de rentrer aux vestiaires, des appareils de mesure de contamination de type MIP 10, identiques à ceux installés en sortie du BR, sont positionnés. Dans le cadre du retour d'expérience des derniers évènements significatifs pour la radioprotection, des consignes sont affichées et indiquent qu'un contrôle « 5 points » est obligatoire avant de passer aux portiques C1. Lors de leurs passages dans ces zones, les inspecteurs ont observé à plusieurs reprises que plusieurs agents ont accédé aux portiques C1 sans réaliser en amont le contrôle « 5 points ». Demande II.2 : S'assurer que les consignes relatives aux contrôles d'absence de contamination « 5 points » en sortie de zone contrôlée sont connues et appliquées par les intervenants. ## Chantier De Remplacement Des Têtes De Soupapes Sebim Au cours de l'inspection du 11 août 2022 sur le réacteur 3, les inspecteurs ont constaté que le sas d'accès au chantier de la modification, référencée PNPP 1595, relative au remplacement de têtes des soupapes SEBIM et présentant un risque de contamination était fortement détérioré. Des trous dans le vinyle qui fait office de paroi étanche ont été identifiés et la zone d'accès au sas ne tenait plus sur elle-même. De plus, les inspecteurs ont constaté que le contaminamètre (type MIP10), prévu par l'analyse de risque, n'était pas présent, en raison d'un bruit de fond élevé. Les intervenants ont indiqué aux inspecteurs qu'ils devaient se contrôler au niveau du contaminamètre situé dans l'espace annulaire du BR, où le débit de dose ambiant est plus bas. Cependant, cette organisation ne permet pas de garantir le contrôle des agents au plus près de leur sortie du sas. Pour rappel, l'exigence de devoir se contrôler au plus près d'une sortie de zone contaminante a été rappelée du retour d'expérience de la contamination d'un agent au niveau de la nuque en 2021. Lors de l'inspection du 19 août 2022, les inspecteurs ont à nouveau constaté que les mêmes écarts étaient toujours présents au niveau du sas de chantier. Demande II.3 : Mettre en place une organisation plus robuste pour détecter et traiter les anomalies et écarts affectant les sas d'intervention. Demande II.4 : Rappeler et mieux faire respecter les exigences en matière de mise à disposition du matériel de contrôle au plus près des zones de chantiers. ## Entretien Du Cpo Au cours de l'inspection du 19 août 2022 sur le réacteur 3, les inspecteurs ont constaté que le contrôleur petits objets (CPO) utilisé pour contrôler les casques et les petits objets avant de regagner le vestiaire froid repéré 8 KZC003 MA, était en panne depuis le 16 août 2022, sans mise en place de mesures compensatoires. De ce fait, les agents regagnant le vestiaire ne pouvaient contrôler leurs objets qu'au niveau du C2. Les casques étaient contrôlés au niveau du passage des agents sur le contrôleur C1. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que le CPO de contrôle des casques avait été déclaré non conforme lors de la réalisation du contrôle périodique d'étalonnage (CPE) le 16 août 2022. Une seule pièce de rechange disponible sur site était réservée pour un appareil de contrôle jugé prioritaire (contrôleurs C1, CPO des C2 et CP2). L'appareil a ainsi été remis en service le 24 août lors de la réception d'une nouvelle pièce de rechange. Les inspecteurs considèrent que, bien que la réparation du CPO n'ait pas été prioritaire, son indisponibilité, non compensée, pendant la durée de commande de la pièce de rechange, accoutume les intervenants à ne pas contrôler leurs casques et leurs petits objets. Demande II.5 : Prévoir une organisation permettant pallier les indisponibilités des CPO. ## Gestion Des Zones De Chantier Lors de l'inspection du 30 août 2022, les inspecteurs se sont rendus au niveau du chantier de contrôle du groupe motopompe primaire GMPP 2. Une intervention de lignage de la GMPP était en cours. Les inspecteurs ont constaté l'absence d'une poubelle de chantier alors l'accès au chantier nécessitait le port de surbottes et de gants. Vos représentants ont alors interpellé un agent en charge de la logistique de chantiers pour mettre en place une nouvelle poubelle de chantier. Sans possibilité de mettre en œuvre une poubelle de chantier, l'intervenant a alors proposé aux agents de déposer au sol les surbottes et gants sales, lors de leur sortie de chantier. La réponse de l'intervenant étant jugée comme inacceptable par vos représentants, ces derniers ont alors mis en place une poubelle provisoire. A l'issue de l'inspection, une poubelle définitive a finalement été mise en place. Demande II.6 : En lien avec la demande A1, veiller à ce que la surveillance de radioprotection de terrain permette de vérifier la présence d'EPI et de poubelles à chaque accès à une zone à risque décontamination. ## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse Tripode En Sortie Du Vestiaire Homme Un tripode a été installé en entrée de zone contrôlée, à la sortie du vestiaire froid homme, afin d'éviter les oublis de dosimètre opérationnel. Celui-ci ne permet le passage qu'après l'insertion du dosimètre dans la fente prévue à cet effet. Il s'agit d'une démarche positive qui va au-delà des préconisations réglementaires. Les inspecteurs ont toutefois observé plusieurs intervenants détournant le dispositif : soit en plaçant la main dans la fente prévue pour le dosimètre, soit en contournant simplement le tripode. Ces comportements dénotent un manque de culture de radioprotection. De plus, il a été précisé aux inspecteurs qu'un tel tripode n'est pas présent en sortie du vestiaire femme. Observation III.1 : Si la mise en place d'un tel dispositif apparaît être une bonne pratique, le dispositif actuel mériterait d'être fiabilisé avant d'être utilement étendu à l'ensemble des accès en zone contrôlée. 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-OLS-2022-0666	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-012419 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Dampierre-enBurly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE Orléans, le 08 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n° 84 et 85 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0666 du 23 février 2022 « Déchets » Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 23 février 2022 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « déchets ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection en objet concernait le thème « déchets ». Les inspecteurs ont débuté l'inspection par une vérification de la réalisation effective d'engagements pris à l'issue d'inspections précédentes sur la même thématique. Des échanges ont ensuite porté sur l'organisation mise en place autour de la gestion des déchets nucléaires, en particulier ceux entreposés sur le site de Dampierre depuis une longue période, ainsi que sur la mise en œuvre des programmes de surveillance sur la gestion des déchets. Les inspecteurs ont également examiné certains écarts identifiés par le site ou par les entreprises de traitement de déchets. Enfin, une visite des aires d'entreposage de déchets nucléaires présentes au sein du bâtiment des auxiliaires de conditionnement (BAC) et de l'aire TFA (déchets nucléaires de très faible activité) a également été réalisée pour s'assurer de la conformité des installations aux référentiels applicables et de la cohérence entre les registres de suivi des déchets et la situation réelle sur le terrain, notamment dans le cadre du retour d'expérience de l'accident de l'entreprise « Lubrizol » survenu à Rouen le 26 septembre 2019. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation générale mise en place par vos services pour la gestion des déchets apparaît globalement satisfaisante. En particulier, la surveillance des prestataires en charge des activités de la gestion des déchets nucléaires apparaît robuste. A cette occasion, les inspecteurs ont également réalisé un contrôle de la présence effective des surveillants sur le terrain lors d'actions de surveillances menées en 2021 et n'ont pas relevé d'irrégularités. Cependant, des améliorations sont attendues dans la gestion des charges calorifiques au sein du BAC. Par ailleurs, les contrôles par sondage réalisés dans ce même bâtiment ont permis de révéler des anomalies dans le suivi des déchets par rapport aux registres associés (déchets présents au BAC mais non référencés dans le registre de suivi journalier). Aucune anomalie n'a par ailleurs été détectée dans le suivi des déchets au niveau de l'aire TFA. ## A. Demande D'Actions Correctives Registre Journalier De Suivi Des Déchets Du Bac L'article 6.5 de l'arrêté [2] dispose que « l'exploitant assure la traçabilité de la gestion des déchets produits dans son installation. Il 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 ». La traçabilité et la comptabilité des déchets nucléaires du BAC sont assurées par plusieurs outils de suivi (logiciel, tableaux de suivi des déchets, affichage et étiquetage des colis). Les inspecteurs ont réalisé un contrôle par sondage de la cohérence entre le registre journalier des déchets du BAC et l'entreposage réel dans le bâtiment. Sur l'ensemble des colis de déchets examinés, ils ont constaté que 6 fûts de déchets pulvérulents (sable) n'étaient pas répertoriés dans le registre journalier. La traçabilité de ces fûts dans les autres outils de suivi n'a pas fait l'objet de contrôle par les inspecteurs. Demande A1 : je vous demande de veiller à la traçabilité et à la comptabilité précise des déchets nucléaires présents au BAC. Vous préciserez les mesures mises en œuvre pour y parvenir. ## B. Demandes De Compléments D'Information Vanne D'Isolement Général De L'Aire Tfa Lors de l'inspection, les inspecteurs ont souhaité contrôler le bon fonctionnement de la vanne d'isolement général de l'aire TFA. Cette vanne doit permettre d'isoler l'installation du réseau SEO (réseau d'eaux pluviales) pendant les phases d'activités sur l'aire et de permettre la rétention d'éventuels déversements en cas d'incident notamment. Le principe des ouvertures et fermetures de la vanne d'isolement général est d'empêcher l'ouverture de l'accès principal à l'aire TFA tant que la vanne d'isolement n'est pas en position fermée : la fermeture de la vanne est asservie à l'ouverture du portail. Suite à la détection en juillet 2019 d'une perte d'étanchéité de la vanne d'isolement général de l'aire TFA, vous avez installé de manière réactive un obturateur mobile en aval de la vanne qui a été également maintenue en position fermée. Vous avez indiqué qu'une intervention réalisée en janvier 2021 a mis en évidence la présence d'un défaut d'isolement qui nécessitait un remplacement du servomoteur de la vanne. Le remplacement a été effectué en juillet 2021. Suite à cela, des investigations complémentaires ont été menées et ont montré qu'en cas d'intempéries l'eau de pluie s'infiltre dans le servomoteur par les presse-étoupes et engendre une oxydation importante des commandes électriques de la vanne. Une intervention a été réalisée en décembre 2021 pour remplacer les presse-étoupes et installer un déflecteur pour éviter le ruissellement d'eau sur le servomoteur. Vous avez indiqué lors de l'inspection du 23 février 2022 que malgré les interventions susmentionnées, la vanne était toujours fuyarde et que l'obturateur mobile avait été remis en place. Vous avez précisé qu'une intervention est prévue en semaine 13 pour remédier à la situation. Sur le terrain, les inspecteurs ont constaté la présence du déflecteur au-dessus du servomoteur de la vanne et ont demandé la réalisation d'un test d'asservissement de la vanne à l'ouverture du portail qui s'est avéré concluant. Demande B1 : je vous demande de m'indiquer les résultats de l'intervention prévue pour remettre en conformité la vanne d'isolement général de l'aire TFA. Vous me transmettrez les modes de preuve associés. ## Etude De Risque Incendie Du Bac Afin de prévenir les conséquences d'un possible incendie au BAC, le potentiel calorifique admissible au sein de chaque local du bâtiment est limité. Mensuellement, un bilan est réalisé sur le suivi global du potentiel calorifique du BAC. Celui-ci est comparé aux valeurs définies dans l'étude du risque incendie (ERI) du bâtiment. En cas de dépassement du potentiel calorifique autorisé, une analyse approfondie doit être réalisée afin de définir des mesures compensatoires à mettre en place (moyens d'extinction supplémentaires par exemple) ou il peut être procédé à une réévaluation de l'ERI. Vous avez indiqué que des dépassements du potentiel calorifique autorisé dans certains locaux du BAC étaient parfois constatés et qu'aucun moyen compensatoire supplémentaire n'était mis en place. Ce choix a été justifié en indiquant que le bâtiment constitue un seul secteur de feu et que le découpage du potentiel calorifique de chaque local n'était pas pertinent. Vous avez précisé que le potentiel calorifique global du BAC n'avait quant à lui jamais été dépassé. Des réflexions sont en cours pour mettre à jour l'ERI du BAC au vu du retour d'expérience d'exploitation afin d'obtenir une gestion du risque incendie plus pertinente vis-à-vis de la situation réelle du bâtiment et des contraintes d'exploitation. L'ASN note cependant que le découpage du potentiel calorifique par local peut être un moyen de circonscrire un possible incendie en limitant son développement. Demande B2 : je vous demande de m'informer des suites qui seront données à cette réflexion. ## C. Observations Gestion Des Durées Limites D'Entreposage C1 : L'ergonomie et les dysfonctionnements du logiciel de suivi des déchets nucléaires (DRA) n'ont pas permis aux inspecteurs d'apprécier correctement la gestion des durées d'entreposage des déchets réalisée par le site de Dampierre. Ils ont néanmoins noté que les intervenants semblaient maîtriser le logiciel et avaient mis en œuvre des mesures pour gérer lesdits dysfonctionnements du logiciel. Vous avez précisé qu'un nouveau logiciel serait déployé au niveau national courant 2022. Après son déploiement, l'ASN contrôlera à nouveau les modalités de gestion des durées limites d'entreposage des déchets nucléaires sur le site. ## Gestion Des Matériels Rebutés C2 : De nombreux matériels rebutés sont présents sur l'aire d'entreposage des outillages potentiellement contaminés (AOC), certains depuis une longue période. Ces matériels ne sont pas considérés comme des déchets tant que les utilisateurs considèrent qu'ils peuvent potentiellement être encore utilisés. Vous avez indiqué qu'une fois la décision prise que ces matériels rebutés ne seront plus utilisés, ces déchets sont envoyés sur l'aire TFA. Les inspecteurs attirent votre attention sur la période de transition entre le changement de statut et l'entreposage effectif de ces déchets sur l'aire TFA. En effet, l'aire AOC n'est pas autorisée à entreposer des déchets. ## Surveillance Des Prestataires En Charge Des Activités De La Gestion Des Déchets Nucléaires C3 : L'organisation mise en place pour la surveillance des prestataires en charge des activités de la gestion des déchets nucléaires apparaît satisfaisante. Le programme de surveillance pour l'année 2021 a été globalement tenu. Les inspecteurs ont noté que le site de Dampierre intègre bien le retour d'expérience des années précédentes dans son programme de surveillance. Concernant le logiciel de gestion des programmes de surveillance (ARGOS), les inspecteurs ont constaté que celui-ci ne permet pas toujours de connaître la date à laquelle la surveillance terrain a effectivement été réalisée. Pour cela, il faut que le libellé de l'action de surveillance mentionne spécifiquement sa date de réalisation, ce qui n'est pas systématique et ne facilite pas les contrôles d'irrégularités menés par les inspecteurs. ## Gestion Des Écarts C4 : Les inspecteurs ont examiné par sondage plusieurs écarts identifiés par vos services ou par les entreprises en charge du traitement de déchets. Vos représentants ont présenté les actions correctives qui ont été menées pour traiter ces écarts mais ont constaté que pour certains, l'analyse des causes était toujours en cours alors même que les écarts à analyser dataient de plusieurs mois. Les inspecteurs rappellent que l'identification des causes profondes des écarts permet d'identifier plus efficacement les actions à réaliser pour éviter que la situation ne se reproduise. ## Gestion Des Charges Calorifiques Au Bac C5 : Les consignes d'exploitation du BAC prévoient au sein du local Q201B une zone d'exclusion autour des conteneurs contenant des fûts plastiques. Cette zone doit être vide de matières combustibles pour limiter les conséquences d'un potentiel incendie. Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté la présence de fûts plastiques et de déchets vinyles en faible quantité dans cette zone d'exclusion. Ils ont également noté que les consignes d'exploitation du BAC ne sont pas à jour car elles prévoient que cette zone d'exclusion porte sur une distance de 7 mètres alors que vos représentants ont indiqué que suite à une évolution récente de votre référentiel interne, cette zone avait été réduite à 5 mètres. ## Suivi Des Engagements C6 : L'inspection a permis de vérifier la réalisation effective d'engagements pris à l'issue d'inspections sur la même thématique effectuées en 2019 et 2021, en particulier au niveau de l'aire TFA. ## Suivi Des Constats Lors Des Audits De La Filière Indépendante De Sûreté (Fis) C7 : La FIS a réalisé 3 audits internes sur la thématique des déchets en 2021. Les inspecteurs ont consulté le rapport de l'audit de mai 2021 et ont noté que, pour les constats qualifiés de mineurs par la FIS, l'enregistrement des modes de preuve permettant de démontrer leur prise en compte et leur résorption par les métiers demeure perfectible. ## Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'Adjoint au chef de la division d'Orléans Signé par : Christian RON
INSSN-OLS-2022-0746	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-013140 Monsieur le Chef de la structure déconstruction EDF DP2D - CNPE de Chinon BP 80 37420 AVOINE Orléans, le 18 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Site EDF de Chinon - INB nos 133, 153 et 161. Inspection n° INSSN-OLS-2022-0746 du 1er mars 2022 « Agressions externes - Rejets et surveillance de l'environnement » Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base 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 1er mars 2022 sur le site de Chinon A sur les thèmes « Agressions externes » et « Rejets et surveillance de l'environnement ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection en objet concernait les thèmes « Agressions externes » et « Rejets et surveillance de l'environnement ». Les inspecteurs ont commencé par un point d'actualités concernant les installations de la structure déconstruction de Chinon A. Ils ont ensuite examiné les dispositions mises en œuvre concernant les risques d'agression via une inondation externe, des températures extrêmes ou par la foudre. Les inspecteurs se sont ensuite focalisés sur la gestion des eaux d'infiltration pompées dans les puisards des installations, puis rejetées dans l'environnement. Les contrôles et essais périodiques ainsi que les écarts en lien avec ces sujets ont été examinés par sondage. Une visite terrain a été effectuée, concernant principalement la galerie ovoïde reliant Chinon A1/A2/A3, la toiture de Chinon A2 et les locaux impactés en cas d'inondation au niveau de Chinon A3. Au vu des contrôles réalisés, les inspecteurs soulignent la qualité de la gestion documentaire et des outils informatiques dédiés, permettant de garantir une bonne traçabilité. Le risque principal en termes d'agression externe, à savoir le risque d'inondation, est correctement appréhendé au travers d'une consigne de mise en état de repli du site de Chinon A en cas d'inondation qui identifie les aléas, les enjeux à protéger, ainsi que les actions à mettre en œuvre pendant les différentes phases de la gestion de crise. Par ailleurs, les procédures de gestion des effluents radioactifs (eaux d'infiltration) sont apparues satisfaisantes, depuis le pompage dans les puisards jusqu'à leurs rejets concertés avec Chinon B. Toutefois, au regard des constats réalisés sur le terrain, des améliorations sont attendues concernant l'identification d'éventuelles fuites d'effluents dans la galerie ovoïde, ainsi que la remise en service prochaine du système de pompage des effluents des puisards. Par ailleurs, les inspecteurs restent dans l'attente d'informations complémentaires concernant les deux bâches RPE normalement vides, dont les jauges de niveau indiquaient la présence d'effluents dans les cuves. Des précisions sont également attendues concernant la signalisation d'une zone d'entreposage de déchets nucléaires et la procédure de mise en sécurité du site de Chinon A en cas d'inondation. ## A. Demandes D'Actions Correctives Identification D'Éventuelles Fuites D'Effluents Radioactifs Dans La Galerie Ovoïde En application de vos règles générales de surveillance et d'entretien, un contrôle visuel est réalisé annuellement pour s'assurer de l'absence de fuite sur les canalisations de transferts d'effluents radioactifs circulant entre les puisards (eaux d'infiltration) et les bâches 5KER, situées principalement dans la galerie ovoïde. Vous avez précisé que la présence d'une fuite pourrait également être détectée au moment des rondes réalisées chaque semaine. Toutefois, les canalisations de transfert sont en charge uniquement lorsque les flotteurs de niveau haut engendrent le déclenchement des pompes de transfert vers les bâches 5KER, ou lorsqu'un rejet vers l'exutoire du site est réalisé. Aussi, la détection d'une fuite active sur ces réseaux peut s'avérer délicate. Lors de la visite de la galerie ovoïde, les inspecteurs ont constaté la présence de traces d'humidité au sol, sous une bride du réseau d'effluents radioactifs. Interrogé sur les suites éventuelles qui seront données à ce constat, vous avez indiqué qu'aucune investigation complémentaire ne serait réalisée compte tenu du fait que les infiltrations d'eaux météoritiques sont nombreuses dans la galerie ovoïde. Au regard de la présence d'une bride du réseau d'effluents radioactifs située à l'aplomb de cette trace d'humidité, l'existence d'une fuite sur ce réseau ne peut être écartée. Demande A1 : je vous demande de mettre en œuvre des dispositions complémentaires pour vous assurer de l'absence de fuite d'effluents radioactifs dans la galerie ovoïde, lorsque des tâches d'humidité sont observées au sol au niveau de points singuliers des canalisations de transfert. Vous m'informerez des résultats de vos investigations concernant la situation observée lors de l'inspection. ## Remise En Service Du Dispositif De Pompage Des Effluents Radioactifs Au jour de la visite, le dispositif de pompage des effluents radioactifs dans les puisards des installations était à l'arrêt depuis plusieurs jours, compte tenu de la présence d'un filtre colmaté en amont des bâches 5KER. Au cours de la visite des sous-sols de Chinon A3, les inspecteurs ont constaté la présence d'eaux au niveau du sol, résultant du débordement d'un puisard. Demande A2 : je vous demande de remettre en service rapidement l'installation de pompage des effluents radioactifs de Chinon A. Vous m'informerez également des dispositions mises en œuvre pour réduire les délais d'indisponibilité de l'installation lors des futurs changements de filtres. ## B. Demandes De Compléments D'Information Identification D'Une Zone D'Entreposage De Déchets Nucléaires Les inspecteurs ont constaté la présence d'une zone d'entreposage de déchets nucléaires (filtres usagés) dans un local de Chinon A3. Cette zone d'entreposage, a priori temporaire, était délimitée par des barrières de chantier. Toutefois, aucun affichage spécifique ne mentionnait les règles applicables à cette zone d'entreposage de déchets nucléaires, ni la raison de la présence de déchets à cet endroit. Demande B1 : je vous demande de m'indiquer les raisons de la présence de déchets dans le local précité et de préciser les règles applicables à cette zone d'entreposage temporaire de déchets nucléaires. Niveaux des bâches RPE Deux bâches RPE de volume unitaire de 2,5 m3 sont situées dans le sous-sol de Chinon A3. Elles étaient auparavant dédiées à l'entreposage des effluents pompés dans les puisards. Suite à la mise en service des bâches 5KER en 2019, vous avez indiqué que les bâches RPE ne sont plus utilisées et ont été vidangées. Au cours de la visite des locaux, les inspecteurs ont constaté la présence d'un volume résiduel compris entre 0,5 m3 et 1 m3, d'après la lecture des jauges de niveau des cuves. Demande B2 : je vous demande de me préciser si les bâches RPE ont été entièrement vidangées. Vous m'informerez des résultats de vos investigations. ## Consigne De Mise En État De Repli Des Locaux De Chinon A En Cas De Crue De Loire La consigne de mise en état de repli des locaux de Chinon A en cas de crue de Loire a été transmise aux inspecteurs préalablement à l'inspection. Cette consigne identifie clairement les évènements redoutés et les niveaux d'eaux attendus dans les installations. Les enjeux de sûreté sont identifiés et des fiches d'actions ont été rédigées pour permettre une mise en état de repli du site de Chinon A compatible avec la cinétique d'une crue de Loire. Des échanges ont eu lieu en séance et les inspecteurs ont formulé des demandes de précisions par rapport à la priorisation des actions à mettre en œuvre, la réalisation d'un contrôle de l'ensemble des locaux préalablement à la montée des eaux ou la présence de quelques coquilles sur le niveau d'eau attendu. Demande B3 : je vous demande de m'apporter des précisions sur les points soulevés en inspection concernant la consigne de mise en état de repli des locaux de Chinon A en cas de crue de Loire. ## C. Observation C1 : la rédaction d'une nouvelle gamme doit être engagée prochainement pour le premier contrôle décennal de l'étanchéité des tapes métalliques visant à assurer l'étanchéité du caisson réacteur de Chinon A2 en cas d'inondation. Ce contrôle devra également prévoir le contrôle de l'étanchéité des tapes de carottage C1 et C2. 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-MRS-2022-0598	Référence courrier : CODEP-MRS-2022-012838 Monsieur le directeur du CEA CADARACHE 13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE Marseille, le 14 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Surveillance des intervenants extérieurs N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection noINSSN-MRS-2022-0598 du 02/03/2022 à Phébus (INB 92) Références : [1] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [2] Procédure CEA PCD 0029 indice 1 : « surveillance des intervenants extérieurs de l'INB 92 » [3] Courrier ASN CODEP-MRS-2021-052726 du 18 novembre 2021 ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue aux articles L. 596-1 à L. 596-13 du code de l'environnement, une inspection de l'INB n o 92 a eu lieu le 2 mars 2022 sur le thème « surveillance des intervenants extérieurs ». Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection de l'INB n o 92 du 02/03/2022 portait sur le thème « surveillance des intervenants extérieurs ». Les inspecteurs ont examiné les procédures de l'installation relatives à la maitrise et à la surveillance des intervenants extérieurs. Des plans de surveillance et leurs déclinaisons ont été contrôlés par sondage. La remontée des écarts et des signaux faibles par les intervenants extérieurs a été contrôlée. Les inspecteurs ont également contrôlé des fiches d'événement et d'amélioration (FEA). Une visite a été effectuée au bureau travaux afin de contrôler par sondage des autorisations de travail journalières (ATJ), des plans de prévention et des permis de feu. Le local « air comprimé » a également été visité afin de contrôler les actions correctives mises en œuvre à la suite de l'inspection du 03 novembre 2021 [3]. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que la surveillance des intervenants apparait satisfaisante. Les procédures consultées sont claires. La traçabilité des actions de surveillance est assurée de manière satisfaisante. Les FEA consultées n'appellent pas de remarques. Des compléments sont attendus concernant les plans de surveillance et le suivi des rondes effectuées dans le cadre des permis de feu. ## A. Demandes D'Actions Correctives Cette inspection n'a pas donné lieu à demande d'actions correctives. ## B. Compléments D'Information Plan De Surveillance Lors de l'examen de plans de surveillance, il a été constaté que la formalisation des actions de surveillance (nature et fréquence) n'était pas systématiquement détaillée comme le précise votre procédure [2] relative à la surveillance des actions de surveillance. B1. Je vous demande de compléter vos plans de surveillance en précisant les actions de surveillance réalisées sur un intervenant extérieur (nature et fréquence) conformément à votre procédure [2]. ## Permis De Feu Les inspecteurs ont examiné par sondage des permis de feu associés à des autorisations de travail journalières délivrées à des intervenants extérieurs. L'annexe des permis de feu précise notamment des consignes particulières à réaliser après l'opération, telles que le suivi des rondes de sécurité à 30 minutes et à 2h après la fin des travaux. Il a été indiqué aux inspecteurs que les rondes de sécurité n'étaient pas systématiquement réalisées du fait de la présence sur place de l'intervenant extérieur après les travaux. La présence sur place de l'intervenant extérieur pendant une durée adaptée était bien tracée sur le permis de feu. B2. Je vous demande de formaliser dans l'annexe associée aux permis de feu le cas échéant que la surveillance particulière de repli de chantier à 30' et 2h peut être assurée par l'intervenant extérieur dans le cas de sa présence sur place après travaux pendant une durée adaptée est assurée. Cette option doit, bien entendu, être acceptée et validée par votre IE. ## 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-STR-2022-0797	Référence courrier : CODEP-STR-2022-016378 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom BP n°41 57570 CATTENOM Strasbourg, le 28 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Cattenom Thème : Incendie N° dossier : Inspection n°INSSN-STR-2022-0797 du 1er mars 2022 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ; [2] Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie ; [3] CODEP-STR-2021-038292 lettre de suite de l'inspection des 15 et 16 juin 2021 ; [4] Référentiel Managérial « Incendie prévention » D4555020001973 du 8 avril 2021 ; [5] Courrier D5320/9/2021/264 du 9 novembre 2021 réponses CNPE Cattenom à lettre de suite. 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 1er mars 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Cattenom sur la thématique « 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 concernait la maîtrise des risques liés à l'incendie. Elle fait suite à l'inspection renforcée qui s'est déroulée les 15 et 16 juin 2021 et qui a fait l'objet d'une lettre de suite [3]. Les inspecteurs ont examiné par sondage certaines de vos réponses relatives à l'organisation du CNPE dans le domaine de l'incendie, des plans d'actions et des contrôles réglementaires concernant des dispositions de maîtrise des risques liés à l'incendie. Ils vous ont aussi interrogés sur votre prise en compte du nouveau référentiel managérial « Incendie prévention » [4]. Sur le terrain les inspecteurs ont vérifié dans les locaux du réacteur n°1 les secteurs de feu de sûreté (SFS) et la signalétique associée ainsi que certains colisages en toiture du local diesel. De plus les inspecteurs ont contrôlé les chantiers à forts enjeux ainsi que les permis de feux sur les chantiers avec des travaux par « points chauds » délivrés dans le cadre de l'arrêt du réacteur n°4. Au vu de cet examen, il ressort que la maîtrise des risques liés à l'incendie a fait l'objet d'une mise en œuvre d'actions fortes de suivi et de contrôle. Toutefois, les inspecteurs ont relevé des points d'amélioration en matière de gestion du risque d'incendie concernant la non prise en compte du nouveau référentiel, le suivi du traitement des anomalies relevées lors de vos contrôles et la mise à jour de la note sur la « conduite à tenir en cas de départ de feu ou de PUI TOX au sein des bâtiments du CNPE de Cattenom ». Par ailleurs, les inspecteurs ont noté un écart au référentiel RGE IX qui mérite un complément d'analyse de votre part. ## A. Demandes D'Actions Correctives Depuis le 1er janvier 2022, un nouveau référentiel vous est applicable avec en particulier de nouvelles dispositions concernant la gestion des charges calorifiques et l'entreposage. Pourtant, si une analyse de l'impact, non négligeable, sur vos différentes notes d'application a bien été réalisée, aucune prise en compte de ce nouveau référentiel n'est à ce jour planifiée. Vous avez précisé que l'intégration de ce référentiel dans les différentes notes d'application représente un travail conséquent mais les inspecteurs ont constaté qu'aucune priorisation ni planification associée n'a été définie. Demande n°A.1 : Je vous demande de prendre en compte ce nouveau référentiel ou de me justifier sa non prise en compte avec l'accord de vos services centraux. Dans votre réponse [5] à la demande A1 de la lettre de suites [3], vous indiquez que vous avez mis en place des tournées hebdomadaires du service prévention des risques (SPR) sur les secteurs de feu de sûreté à forts enjeux avec une remontée des anomalies vers les métiers pour un traitement réactif. Les inspecteurs ont pu constater que ces tournées sont bien réalisées et que les constats sont formalisés dans un rapport hebdomadaire, mais les suites données à ces constats concernant la résorption ou au moins l'analyse des conséquences de ces constats n'ont pas pu être présentées. Demande n°A.2 : Je vous demande de mettre en place un suivi adapté visant à vous assurer de la bonne résorption des constats. Le compte rendu de la dernière commission incendie MRI fait état de 31 actions en retard dont 2 actions de priorité P2, les 29 autres étant P3. Les inspecteurs ont examiné les 2 actions de priorité P2 et ont constaté cependant que l'une (A181328) était close depuis le 13 octobre 2021, antérieurement à la commission incendie MRI et que l'autre (A206995) concernait la note d'application du 7 novembre 2016, NA15/2/3 « conduite à tenir en cas de départ de feu ou de PUI TOX au sein des bâtiments du CNPE de Cattenom ». Cette note vise entre autres à définir les rôles des équipiers, de l'organisation des exercices d'évacuation et des points de rassemblement en cas d'incendie ou de PUI Toxique, et ce pour tous les bâtiments hors réacteur nucléaire. La mise à jour de cette note était prévue pour le 30 avril 2021. Un report au 31 décembre 2021 a été défini. A la date de l'inspection la note n' avait pas été mise à jour (alors que des bâtiments ont été créés et d'autres n'existent plus) et aucune nouvelle date n'était planifiée. ## Demande N°A.3 : Je Vous Demande De Mettre À Jour Cette Note Dans Des Délais Adaptés. Le compte rendu de la dernière commission incendie MRI mentionne aussi parmi la liste des « signaux forts » un constat PAC concernant le non respect d'un critère RGE A lors de la réalisation de l'essai périodique (EP) DVK004 le 10 février 2021 sur le réacteur n°2 ; Cet essai périodique annuel teste, entre autres, l'ouverture de la porte 2JSK102PD ainsi que son maintien en ouverture. A la lecture de la gamme d'EP, les inspecteurs ont noté que l'ouverture de la porte n'était possible qu'avec une amplitude de 20 % et que le blocage en position ouverte était impossible. Un échafaudage bloquait son ouverture. L'échafaudage était en place depuis le 30 octobre 2020, soit plus de trois mois avant la réalisation de l'essai. Or la section 1 du chapitre IX des RGE prescrit un délai maximum de 30 jours (et dans les meilleurs délais pour la remise en conformité des équipements non accessibles) pour la remise en conformité d'un matériel qui ne participe à aucune fonction requise par le chapitre III des RGE. Ainsi, il est constaté le non-respect d'un critère RGE A et un non-respect du délai de réparation de 30 jours de la porte 2 JSK 102 PD en application de la section 1 du chapitre IX des RGE. Pour autant, les actions engagées ont permis de retrouver une situation conforme en moins de deux jours après la découverte de la situation. Vous avez engagé, dès la détection, les actions nécessaires à la remise en conformité de l'équipement et décidé des actions correctives telles que la signalisation sur la porte et au sol afin de maintenir l'espace nécessaire à l'ouverture libre. Suite à l'examen de cet événement, la filière indépendante de sûreté (FIS) a pris position en faveur d'une déclaration d'événement significatif pour la sûreté (ESS) de critère 10. En groupe technique sûreté (GTS) vous avez conclu que « la disponibilité de la porte 2 JSK 102 PD n'est pas entièrement conforme à l'attendu du critère RGE, l'opérabilité de la porte aurait été suffisante pour gérer une situation accidentelle du type ébullition de la piscine BK et l'échafaudage aurait pu être déposé dans un délai compatible avec la gestion de l'accident » et qu'ainsi une déclaration ESS ne se justifiait pas. Nonobstant l'aspect déclaratif de l'événement, le retour d'expérience de celui-ci interroge sur la présence sur les installations d'autres dispositions, dispositifs ou équipements appelés au titre du chapitre VI et qui seraient par inadvertance rendus non fonctionnels par l'absence de signalisation in situ. Les actions correctives engagées suite à cet événement ne traitent pas de ce sujet et se limitent au cas particulier de cette porte. Demande n°A.4 : Je vous demande de vous assurer que les matériels nécessaires à la maîtrise des accidents appelés par le chapitre VI des RGE sont opérationnels. A cette fin, je vous demande de me proposer les actions pertinentes de vérification in situ, pouvant être réalisées par sondage, prenant en compte le retour d'expérience précité. Vous me ferez part de vos conclusions sur ces vérifications. ## Permis De Feu L'article 3.1.1 de la décision [2] dispose que « l'INB comporte un ou plusieurs systèmes ou dispositifs de détection incendie, destinés à assurer : - la surveillance des locaux et aires extérieures identifiés dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie ; - le fonctionnement des dispositifs de sécurité associés, asservis ou non. […] ». Dans le cadre de l'arrêt du réacteur n°4, les inspecteurs ont demandé à voir les permis de feu délivrés sur des chantiers avec travaux par « points chauds ». Plusieurs chantiers avec permis de feu étaient programmés sur la journée. Pour un des chantiers, en salle des machine, la détection incendie avait été inhibée dans la zone concernée par des travaux par points chauds. Les inspecteurs se sont rendus sur place et ont constaté que le chantier n'avait pas débuté, que les parades relatives à l'inhibition de la détection incendie n'étaient pas en place et que les intervenants n'étaient pas encore présents. Les intervenants ont par la suite indiqué aux inspecteurs que la mise en œuvre des travaux par points chauds ne débuterait que le lendemain, voire le surlendemain, mais qu'ils anticipaient l'ouverture du permis de feu et avaient donc demandé l'inhibition de la détection incendie. Selon ces intervenants cette démarche serait préconisée sur d'autres CNPE. Votre représentant a indiqué au prestataire que cette démarche n'était pas autorisée sur le CNPE de Cattenom, la détection a donc été remise en service. Demande n°A.5 : Je vous demande de vous assurer que les parades en lien avec l'inhibition de la détection incendie soient en place avant de procéder à cette inhibition. Demande n°A.6 :Je vous demande de vous assurer que la durée de mise hors service de la détection incendie dans le cadre d'un chantier avec travaux par points chauds est limitée à la durée strictement rendue nécessaire par les opérations de mise en œuvre du ou des points chauds. Demande n°A.7 : Je vous demande de vous assurer que les intervenants extérieurs aient reçu la bonne information concernant les chantiers mettant en œuvre des travaux par points chauds, en particulier sur vos règles et procédures de gestion des permis de feu. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Lors de l'inspection renforcée des 15 et 16 juin 2021, je vous avais indiqué dans ma demande n°A.23 que l'exigence définie associée à l'activité importante pour la protection des intérêts (AIP) « stocker des charges calorifiques » est de respecter les charges calorifiques maximales définies pour les locaux considérés et qu'elle concernait donc aussi bien le stockage et l'entreposage des charges calorifiques et que l'entreposage de matières combustibles constitue donc une AIP au même titre que le stockage. Dans votre réponse [5] vous m'indiquez que vos services centraux l'UNIE GPSN seront interrogés sur ce point. Vous avez présenté ce courrier aux inspecteurs, mais la réponse apportée ne satisfait pas les inspecteurs qui attendent une prise en compte de la demande formulée : «Je vous demande de considérer que l'entreposage de matières combustibles constitue une AIP au même titre que le stockage. » Demande n°B.1 : Je vous demande de me confirmer sous un mois que vous avez pris en compte cette position. ## C. Observations Pas d'observation Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention contraire dans les demandes, des remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération. L'adjointe au chef de la division de Strasbourg Signée par Camille PERIER
INSSN-STR-2022-0853	Référence courrier : CODEP-STR-2022-015213 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom BP n°41 57570 CATTENOM Strasbourg, le 23 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Cattenom Thème : « Prévention des pollutions et des nuisances » N° dossier : INSSN-STR-2022-0853 du 21 février 2022 Réf : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB [2] Arrêté du 9 août 2013 portant homologation de la décision 2013-DC-0360 de l'ASN du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des INB ## 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 21 février 2022 au centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom sur le thème «Prévention des pollutions et des nuisances » dans le cadre de l'épisode d'irisations dans la Moselle en provenance du rejet du CNPE. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Description De L'Évènement La division de Strasbourg de l'ASN a été informée le 20 février 2022 de la présence de taches d'irisations, détectées par la police fluviale, selon toute vraisemblance en provenance du rejet du CNPE de Cattenom dans la Moselle. A la suite de ce signalement, le CNPE a déclenché ce même jour un plan d'appui et de mobilisation sur l'environnement (PAM Environnement) : il a engagé, au sein de ses installations, des actions visant à rechercher les causes ainsi que caractériser et limiter les conséquences de la pollution. Le Service Départemental d'Incendie et de Secours (SDIS) a par ailleurs mis en place, à l'extérieur du site, un barrage flottant ainsi qu'un boudin absorbant dans la Moselle en aval immédiat du rejet. Ces moyens ont été renforcés par l'exploitant à partir du 23 février par l'intermédiaire d'une société spécialisée et l'installation d'un barrage flottant plus important. Lors de leur visite, les inspecteurs ont constaté le 21 février 2022 la présence de traces d'irisations au point de rejet dans la Moselle. Le CNPE a identifié plusieurs hypothèses de sources de pollution possibles. Il a retenu le 24 février la source probable de la pollution comme étant le débordement de la rétention des trois pôles du transformateur électrique principal du réacteur 1 (pôles qui contiennent une huile), le transformateur étant situé en dehors de la zone nucléaire de l'installation, donc a priori sans risque de contamination radiologique. Le scénario retenu est ainsi le suivant : le 19 février 2022, une manœuvre sur le circuit de protection incendie du site a déclenché l'ouverture d'une vanne de purge et le démarrage intempestif du système d'aspersion des transformateurs principaux (TP) des réacteurs 1, 2 et 3. Pour le TP du réacteur 1, l'arrivée importante d'eau (à un débit d'environ 300 m3/h sur une durée d'une à deux heures) a conduit au débordement de la rétention. Un mélange eau/huile résiduel s'est alors écoulé en partie sur les voiries du site et a rejoint directement la fosse de collecte des eaux « 9SEO » sans emprunter le circuit passant par le séparateur d'hydrocarbures « 9SEH ». Les eaux de cette fosse ont au final été rejetées dans la Moselle via des pompes de relevage du système « 9SEO » qui s'enclenchent automatiquement en fonction du niveau atteint dans la fosse. Dès la découverte des irisations en Moselle, les équipes du site ont isolé les portions de circuit en lien avec l'origine de la pollution et ont procédé à des prélèvements, analyses et pompage sur les circuits concernés. Des analyses comparatives entre le résidu huileux récupéré en différents endroits (dont au niveau du rejet dans la Moselle) et l'huile isolante contenue dans les transformateurs principaux n'ont pas permis de conclure sur le type d'huile déversée. Le CNPE a cependant annoncé que des expertises visuelles corroborent que le produit déversé est une huile de transformateur. Cette huile, lorsqu'elle est neuve, est considérée, selon sa fiche de données de sécurité, comme étant sans « effet important ou danger critique connu » en termes d'atteinte à l'environnement. La quantité d'huile rejetée dans la Moselle a été estimée par le CNPE à environ vingt litres. L'exploitant n'a plus constaté de rejet d'hydrocarbures depuis le 24 février mais des traces d'irisations étaient cependant toujours perceptibles le long des berges de la Moselle en aval du rejet. L'ASN a fait le même constat sur place le 25 février 2022. Le 24 février, EDF a par ailleurs informé l'ASN avoir mandaté une société chargée d'effectuer une expertise relative à l'impact de la pollution sur la faune et la flore de la Moselle. L'exploitant a déclaré le 22 février 2022 un événement significatif pour l'environnement. L'ASN sera vigilante, au travers du compte rendu d'évènement significatifs, quant à la bonne évaluation de l'impact de la pollution, à l'identification des circonstances de l'incident et des actions nécessaires pour qu'il ne se reproduise pas. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection réalisée pendant la gestion de cet événement avait pour but de constater la pollution, évaluer son impact et s'assurer de la bonne mobilisation de l'exploitant pour déterminer l'origine du produit, identifier et traiter la source de pollution. Il ressort de l'inspection que l'exploitant a gréé de façon satisfaisante l'organisation définie par son référentiel interne dans le cas de déversement accidentel au milieu naturel. Il a déclenché le « PAM Environnement » qui lui a permis de mettre en place une organisation adaptée en rassemblant les ressources nécessaires à la situation rencontrée. Il a ainsi engagé plusieurs actions dès qu'il a été informé des traces de pollution. Celles-ci n'ont cependant pas été pleinement satisfaisantes en ce qui concerne l'obtention des résultats d'une analyse rapide d'échantillons. ## A. Demandes D'Actions Correctives Prélèvements Et Analyses L'article 3.3.2.I de la décision visée en [2] prévoit que : « L'exploitant met en œuvre des surveillances complémentaires permettant de suivre l'évolution de tout marquage ou pollution de l'environnement consécutif à une défaillance interne ou un incident ayant affecté l'installation. Le programme de cette surveillance est transmis à l'ASN dans les meilleurs délais. Les résultats de cette surveillance sont reportés dans les documents d'informations prévus aux articles 4.4.2 et 4.4.4 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé. » Les inspecteurs ont constaté le 21 février que : - Le CNPE avait gréé le 20 février, dès l'alerte donnée par la police fluviale de la présence de taches d'irisations sur la Moselle, le « PAM Environnement », constitué notamment d'agents du pôle chimie, logistique et de la direction. Un plan d'actions a été élaboré et plusieurs actions étaient en cours lors de l'inspection du 21 février afin d'identifier la source de la pollution ; - Le CNPE avait réalisé le dimanche 20 février des mesures de radioactivité de l'eau prélevée par l'intermédiaire de son laboratoire interne ; les résultats confirmaient le même jour le caractère non-radioactif des effluents ; - Le CNPE avait réalisé, dès le dimanche 20 février et à la date du lundi 21 février matin, une trentaine de prélèvements d'eau, principalement au niveau de ses installations et du rejet dans la Moselle. Le même jour, le CNPE a précisé à la personne d'astreinte de l'ASN être à la recherche d'un laboratoire capable de réaliser rapidement les analyses souhaitées. Le CNPE a expédié des échantillons à un laboratoire le lundi en cours de journée et a déclaré aux inspecteurs ne pas être en mesure d'obtenir des résultats précis d'analyse avant la fin de la semaine. L'ASN n'a finalement reçu que le 4 mars les résultats des analyses de la teneur en hydrocarbures par CPG. Demande n°A.1 : Je vous demande d'identifier les laboratoires permettant de réaliser des analyses chimiques en urgence en cas de pollution accidentelle, et de veiller à être en mesure de solliciter leur intervention dès que nécessaire. ## B. Compléments D'Information Compte-Rendu D'Événement Significatif Relatif À L'Environnement A la suite de l'envoi à l'ASN de la déclaration de l'événement en date du 22 février 2022, le CNPE enverra dans les deux mois, comme prévu par l'arrêté [1], un compte-rendu d'événement significatif qui tracera notamment la chronologie de l'événement, analysera les raisons du débordement et définira des actions nécessaires pour qu'un tel événement ne se reproduise pas. Demande B1 : Je vous demande de veiller à répondre dans le compte-rendu aux questions suivantes qui n'avaient pas trouvé de réponses au moment de l'inspection : - comment une manœuvre sur la protection incendie du site peut conduire à l'aspersion de l'ensemble des TP des réacteurs en production ? Est-ce que cette aspersion intempestive avait été envisagée comme un risque potentiel ? Vous préciserez les circonstances et le cadre dans lequel s'inscrivait cette manœuvre. - pourquoi le déclenchement d'une aspersion générant par définition des volumes d'eau comparables à ceux mobilisés pour l'extinction d'un incendie n'a-t-il pas donné lieu aux actions « réflexe » d'isolement du site normalement prévues pour retenir les eaux d'extinction en cas d'incendie ? - quelles ont été les durées précises d'aspersion des TP des réacteurs 1, 2 et 3, les actions engagées et les raisons de l'absence de l'arrêt de l'aspersion plus tôt ? - quel a été le cheminement précis de l'eau de débordement entre la rétention du TP du réacteur 1 et la fosse 9SEO ? - pourquoi la rétention ou les équipements arrosés contenait un volume d'huile lessivable ? - les raisons pour lesquelles l'incident s'est produit sur les installations du réacteur 1 et pas sur celles des réacteurs 2 et 3 ? - le débordement a-t-il été observé par les équipes du site ? Quelles actions ont alors été menées avant l'appel de la police fluviale le dimanche 20 février en fin de matinée ; Sontelles conformes à l'attendu ? S'il n'y a pas eu de détection, vous veillerez à analyser ce point et à prendre les mesures permettant d'éviter son renouvellement. - l'heure à laquelle les pompes de relevage 9SEO ont été débrochées le dimanche 20 février ? - au titre du retour d'expérience, l'analyse des moyens actuellement disponibles et la pertinence pour le site de disposer de moyens de pompage complémentaires et de barrages flottants. En outre, vous veillerez à étayer l'hypothèse de l'origine de la pollution. ## Résultats Des Analyses À La Suite Des Prélèvements A la suite des prélèvements réalisés dans le cadre de l'événement, vous nous avez transmis par courriel du 4 mars 2022 la synthèse des résultats des analyses de la teneur en hydrocarbures par CPG. Demande B2 : Je vous demande d'apporter des éléments de réponse, des explications aux questions et remarques suivantes : - comment avez-vous défini les quatre piézomètres à analyser ? - les analyses réalisées sur des prélèvements effectués le 26 février au niveau des trois piézomètres, se trouvant dans l'enceinte du CNPE, indiquent la présence d'hydrocarbures aux concentrations suivantes : 0,7 mg/L, 0,84 mg/L et 1,4 mg/L. Ces valeurs sont du même ordre de grandeur que celles retrouvées dans 9SEO. Comment expliquez-vous ces valeurs ? - sur les trois piézomètres précédents, des valeurs inférieures à 0,1 mg/L (seuil de détection) ont été retrouvées le 27 février excepté pour le piézomètre 0SEZ001PZ où il a été mesuré 0,15 mg/L (0,84 mg/L la veille). Comment expliquez-vous cette valeur ? Avez-vous réalisé des mesures après le 27 février ? - les valeurs dans 8SEO (qui collectent les eaux des réacteurs 3 et 4) sont finalement assez similaires à ce qui est retrouvé dans 9SEO (tranches 1&2) alors que les tranches 3&4 n'ont a priori pas été concernées par un débordement. Comment expliquez-vous cette situation ? Avez-vous réalisé des mesures au niveau du refoulement des pompes de 8SEO après le 22 février ? - les dernières valeurs mesurées dans SEO au refoulement des pompes sont de 1,2 mg/L dans 8SEO le 22 février et 0,69 mg/L dans 9SEO le 27 février. Est-ce que ces valeurs représentent des valeurs attendues en « période normale », hors incident ? Si non, quand a été observé un « retour à la normale » ? - il est noté une valeur relativement importante de 130 mg/L au niveau du point de rejet principal le samedi 19/02 (jour de l'aspersion des TP). Comment expliquez-vous cette valeur élevée qui semble peu compatible avec le volume du rejet estimé ? ## Rétentions Sous Les Pôles Des Transformateurs Principaux Comme précisé dans la description de l'événement, la source probable retenue de la pollution est le débordement de la rétention des trois pôles du transformateur électrique principal du réacteur 1. Ce type de rétention est rempli de galets et les inspecteurs n'ont pas pu constater visuellement l'état de propreté de la rétention en question. Demande B3 : Je vous demande de me transmettre les rapports des deux derniers contrôles effectués sur les rétentions de chacun des transformateurs principaux des quatre réacteurs. ## Retour D'Expérience Du Plan D'Appui Et De Mobilisation (Pam) Dès la survenue de l'événement, le CNPE a gréé le « PAM Environnement » qui lui a permis de mettre en place une organisation adaptée en rassemblant les ressources nécessaires à la situation rencontrée en vue de rechercher les causes et de caractériser et limiter les conséquences de la pollution. Demande B4 : Je vous demande de me transmettre le retour d'expérience qui sera fait du « PAM Environnement » que vous avez gréé lors de la survenue de cet événement. C. Observations Pas d'observation. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, à l'exception de la demande B.2 pour laquelle le délai est fixé à deux semaines, des remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération. Le chef de la division de Strasbourg Signé par Pierre BOIS
INSSN-CAE-2022-0185	# Référence Courrier : Codep-Cae-2022-010742 Caen, Le 25/02/2022 Monsieur le Directeur du CNPE de Penly BP 854 76 370 NEUVILLE-LES-DIEPPE Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire de Penly, INB no 136 et n°140 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0185 du 20 janvier 2022 Thème : Séisme ## 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 « agressions hors incendie et explosion », référence D455020006134 indice 0 du 21 octobre 2020 [4] - Référentiel managérial « séisme / séisme-évènement » référence D455020006138 indice 0 du 14 décembre 2020 [5] - Note de management « maîtriser le risque séisme et séisme évènement », référence D 5039 - MQ/MP000047 indice 2 du 14 décembre 2021 [6] - Guide « séisme / séisme-évènement », référence D455020006846 indice 0 du 6 juillet 2021 [7] - Fiche d'amendement n°2 au recueil des prescriptions des matériels qualifiés aux conditions accidentelles 1300 lot VD3 ind. 1 et FA n°3 au RPMQ 1300 lot VD2 ind. 1, du 12 novembre 2020 [8] - Note d'étude « analyse de l'impact des nouvelles prescriptions de la fiche d'amendement n°2 au recueil des prescriptions des matériels qualifiés aux conditions accidentelles 1300 lot VD3 ind. 1 et FA n°3 au RPMQ 1300 lot VD2 ind. 1, du 12 novembre 2020 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a été réalisée sur le thème du séisme sur la centrale nucléaire de Penly. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse du contrôle ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. ## Synthese De L'Inspection L'inspection du 20 janvier 2021 avait pour objet l'examen des dispositions organisationnelles et techniques mises en œuvre sur la centrale nucléaire de Penly afin d'assurer la prise en compte du risque sismique. Les inspecteurs se sont notamment attachés à l'examen de l'organisation mise en place sur cette thématique, à la vérification de la prise en compte du risque d'agression dit « séisme-événement1», à la maintenance du système de détection de séisme et au maintien de la qualification aux conditions accidentelles des matériels en exploitation au travers du déploiement des différents indices du recueil des prescriptions des matériels qualifiés aux conditions accidentelles (RPMQ). Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour la gestion du risque séisme apparaît perfectible. En particulier, une action forte est attendue sur les analyses de risque préalables aux interventions ainsi que sur le déploiement et sur le contrôle des renforcements de type vérins mis en œuvre lors de la pose d'échafaudage permettant de garantir leur tenue sous sollicitation sismique. Les inspecteurs notent cependant que la maintenance du système de détection de séisme est conforme au programme de base de maintenance préventive ad hoc et que le déploiement des différents indices du recueil des prescriptions des matériels qualifiés aux conditions accidentelles est apparu satisfaisant. ## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion du risque d'agression « séisme-évènement » concernant les échafaudages situés à ## Proximité D'Eips2 Le référentiel réglementaire en référence [3] indique que « Le CNPE prend en compte le risque séismeévènement dans ses activités ». Le référentiel en référence [4] prévoit que « si un risque Séisme-Evénement est identifié, il est nécessaire de concevoir l'échafaudage de telle sorte qu'il ne puisse pas basculer ou heurter un matériel EIPS classé au séisme. Pour ce faire, l'échafaudage peut être auto-stabilisant, arrimé, fixé au génie civil (sol ou mur), bloqué pour éviter le basculement et/ou glissement ». Le guide en référence [6] précise notamment, en fonction du volume et de la hauteur de l'échafaudage, le nombre de fixations et de blocages permettant de garantir la maîtrise du risque séisme-évènement. Vos représentants ont précisé ne pas disposer d'une note interne décrivant les attendus et la doctrine mise en œuvre sur le site pour assurer la gestion du risque d'agression d'EIPS par échafaudage, mais que le guide en référence [6] était appliqué. Concernant la maîtrise opérationnelle du séismeévènement, vos représentants ont précisé que celle-ci était réalisée par le prestataire au travers d'une analyse de risque générique et d'une règle de fixation pour la prise en compte du risque séismeévènement, reprenant le nombre de fixations et de blocage en fonction du volume de l'échafaudage du guide en référence [6]. Au cours de la visite des installations réalisée sur le réacteur n°1, les inspecteurs ont relevé de nombreux écarts relatifs aux points de fixation, notamment : - un échafaudage présent sur 1APP202TC ne comportait pas le nombre de points de fixations requis ; - un échafaudage présent sur 1ARE001TY ne comportait pas le nombre de points de fixations requis, et certains supports d'échafaudage étaient posés en équilibre sur des poutres métalliques ; - un échafaudage présent sur 1DVR000ST, d'un volume de 49m3, présentait 5 fixations au lieu des 8 requises ; - l'échafaudage roulant présent à proximité d'équipement RRI 3 n'était pas freiné, et ne présentait qu'un seul point de fixation. A.1.1 Je vous demande d'analyser systématiquement, vis-à-vis du risque de « séisme-événement », les situations d'installation d'échafaudages sans bridage ou avec un bridage ne respectant pas les préconisations du guide national. Vous me préciserez les actions engagées en ce sens. ## Processus De Contrôle En Amont De La Pose D'Échafaudage Du fait de ces nombreux écarts identifiés, les inspecteurs ont souhaité contrôler l'ensemble du processus visant à s'assurer que les échafaudages situés à proximité d'EIPS ne pouvaient pas être agresseurs de ces derniers sous une sollicitation sismique. Ils ont relevé les points suivants des différents échanges : - les analyses de risques rédigés lorsqu'un échafaudage doit être posé à proximité d'un EIPS sont des analyses de risque génériques ; - les procès-verbaux de réception des échafaudages ne sont pas suffisamment explicites et ne précisent pas le nombre de points de fixation requis en fonction du volume ; - les procès-verbaux ne sont pas systématiquement archivés ; - une réunion préalable serait réalisée avant chaque pose d'échafaudages, mais aucun compte-rendu n'est formalisé. ## Gestion Des Échafaudages De Volume Important Les inspecteurs se sont également intéressés aux échafaudages d'un volume de plus de 80m3, pour lesquels le guide en référence [6] demande « Dans le cas où l'intervention ne peut pas être reportée ou adaptée, il est possible d'avoir recours à la rédaction d'une note de calcul afin de définir mathématiquement les points d'ancrage spécifiques à mettre en place pour justifier la tenue de la structure sous sollicitation sismique ». Le guide précise ensuite un certain nombre de critère à respecter, concernant notamment le logiciel, les spectres sismique et le taux d'amortissement. Le jour de l'inspection, d'après la liste transmise par l'exploitant, cinq échafaudages d'un volume de plus de 80m3 étaient installés à proximité d'EIPS. Les inspecteurs ont demandé à consulter les notes de calcul associées aux échafaudages installés à proximité de 1APP202TC et 1ARE001TY. Ils ont relevé que les notes de calcul transmises visaient à s'assurer de la tenue des échafaudages sous leur propres poids et en fonction des conditions météorologiques, mais que celles-ci ne prenaient pas en compte le risque d'effondrement sous sollicitation sismique. Le lendemain de l'inspection, les inspecteurs ont demandé à l'exploitant de manière réactive de justifier dans les plus brefs délais la tenue au séisme des 5 échafaudages d'un volume de plus de 80m3installés à proximité d'EIPS. La tenue au séisme de ces échafaudages a pu être justifiée a posteriori. ## Gestion Des Échafaudages Non Vérinés Votre note en référence [5] prévoit la possibilité, pour des échafaudages situés à proximité d'EIP dont la pose est prévue pour une durée inférieure ou égale à 7 jours, de ne pas mettre en œuvre de manière systématique les parades, c'est-à-dire les points de fixation. Ceci est également en accord avec le guide en référence [6]. En amont de l'inspection, les inspecteurs avaient demandé la liste des échafaudages installés les six derniers mois sur la centrale nucléaire de Penly. Sur la base de contrôles par sondage issus de cette liste, les inspecteurs ont relevé plusieurs échafaudages (notamment celui installé sur 2LBU001TB), pour lesquelles la durée d'installation prévue initialement était inférieure ou égale à 7 jours, mais pour lesquelles la durée réelle d'installation a été plus importante. Ils ont ainsi interrogé vos représentants sur les moyens mis en œuvre pour identifier ce type d'échafaudages, et s'assurer qu'en cas de dépassement de la durée de 7 jours, les parades demandées de type points de fixation étaient mis en œuvre. Le jour de l'inspection, vos représentants ont dans un premier temps indiqué qu'aucun contrôle n'était effectif, puis dans un second temps, que contrairement à la note de processus datant pourtant de décembre 2021, qu'aucun échafaudage sur le site n'était installé sans points de fixation. ## Liste Des Échafaudages Présents Sur Site Enfin, en cours d'inspection, les inspecteurs ont relevé que la liste des échafaudages présentée le jour de l'inspection ne comprenait que la liste des échafaudages installés par le service logistique. En effet, le service en charge de modifications, bien que faisant lui aussi appel à des prestataires de pose d'échafaudage, ne disposait d'aucune liste et n'était pas en capacité de présenter de surveillance ou de contrôle associés aux échafaudages sous sa responsabilité. A.1.2 Du fait des nombreux écarts constatés, je vous demande de revoir l'ensemble de votre organisation relative à la pose d'échafaudages situés à proximité d'EIPS qualifiés au séisme, afin de garantir l'absence de risque d'agression sous sollicitation sismique. Cette nouvelle organisation doit vous permettre notamment : - de disposer à tout moment d'une liste à jour de l'ensemble des échafaudages du site, quel qu'en soit le donneur d'ordre ; - de définir et de documenter, pour chaque échaudage situé à proximité d'EIPS qualifiés au séisme, le nombre et le positionnement de points de fixation ; - de définir si des échafaudages non vérinés peuvent être installés à proximité d'EIPS requis, en cas d'installation inférieure à 7 jours, et le cas échéant, de définir l'organisation pour gérer les situations dans le cas où le temps d'installation réel est plus important ; - pour les échafaudages de grande hauteur ou supérieur à 80m3, de disposer d'une note de calcul (activité qualifiée en tant qu'AIP4) permettant de définir le nombre de points d'ancrage nécessaire pour justifier de la tenue de la structure sous sollicitation sismique. Ces notes de calcul devront être conformes au guide en référence [6] ; - de formaliser le contrôle des points de fixation lors de la réception de ce type d'échafaudage ; - d'assurer une surveillance adéquate de ces prestations. A.1.3 Je vous demande également d'analyser le caractère déclaratif lié à l'absence de note de calcul permettant de définir le nombre de points d'ancrage nécessaire pour justifier de la tenue de la structure sous sollicitation sismique concernant les cinq échafaudages d'un volume supérieur à 80m3. Sur la base de la liste des échafaudages installés les six derniers mois sur la centrale nucléaire de Penly transmise en amont de l'inspection, les inspecteurs ont relevé qu'entre le 9 septembre et le 2 octobre 2021, alors que le réacteur n°1 était en production, des échafaudages avaient été installés à proximité d'EIPS sur les deux diesels de secours requis. Le guide en référence [6] prévoit, dans un logigramme présenté dans son annexe 1, l'impossibilité de mettre en œuvre des échafaudages sur les deux voies en simultanées des diesels de secours ou des matériels requis dans le fonctionnement en « gavé ouvert ». Le jour de l'inspection, ces échafaudages n'étaient plus en place. Néanmoins, vos représentants ont été dans l'impossibilité de justifier du bon vérinage de ces échafaudages, puisqu'aucun PV de réception n'a pu être présenté, et aucune analyse de risque spécifique ni aucun compte-rendu de réunion n'était formalisé (cf. demande supra). ## A.1.4 Je Vous Demande : - d'analyser le caractère déclaratif lié au risque de perte des deux diesels de secours sous sollicitation sismique, du fait de la présence d'échafaudages à proximité immédiate des échangeurs sur la période du 9 septembre et le 2 octobre 2021 ; - d'intégrer dans votre nouvelle organisation liée à la demande A.1.2 la gestion des échafaudages situés à proximité des diesels de secours et des matériels requis dans le fonctionnement en « gavé ouvert » ; ## Management Du Risque Séisme-Évènement La note de processus en référence [5] indique que « la prise en compte en exploitation du risque séisme-évènement nécessite de mettre en œuvre au quotidien la démarche séisme-évènement. Pour cela, une implication des différents acteurs et de chaque niveau hiérarchique est indispensable pour garantir un niveau de sûreté satisfaisant. Cela se traduit notamment par la prise en compte du risque séisme-évènement : - En préparation d'activité (conception de modification, réunion d'enclenchement et de levée de préalables de chantier). - Au travers du MEEI (maintien en propreté des installations et du repli de chantier). - Des rondes réalisées par les équipes de Conduite. - Des visites terrains (CSI, hiérarchique, AT, EDT, plant tour…). Lors de l'inspection, les inspecteurs ont relevé qu'en 2021, le référent séisme-évènement avait effectué trois visites d'installation relatives au risque séisme-évènement ayant fait l'objet d'un compte-rendu formalisé, à chaque fois sur sollicitation, et aucun programme de visite n'était pour l'instant prévu en 2022 sur ce thème. Vos représentants ont également indiqué que le risque séisme-évènement était parfois pris en compte lors de visites effectuées par le management du site. A.2. Du fait des nombreux constats effectués par les inspecteurs au cours de l'inspection, notamment sur les échafaudages, et du fait de nombreuses modifications mises en œuvre au cours de la visite décennale sur le réacteur n°1 pouvant amener à la création de nouveau couple agresseurs - cibles, je vous demande de définir un programme de visite d'installations axé sur le risque séisme - évènement ambitieux pour l'année 2022. ## Liste Des Couples Agresseurs-Cible La sûreté des réacteurs électronucléaires repose sur un certain nombre d'éléments importants pour la protection (EIP) dont les fonctions doivent être assurées même sous sollicitation sismique. Dans une telle situation, certains matériels appelés « agresseurs », dont la résistance n'est pas démontrée, pourraient provoquer des dégradations sur des EIP, qualifiés alors de « cibles ». Le référentiel managérial en référence [4] prévoit que « pour maîtriser le risque Séisme-Evénement sur une installation, il est nécessaire d'analyser les matériels EIPS requis en cas de séisme, susceptibles de pouvoir être agressés en cas de séisme par des matériels environnants non classés. Cette analyse est portée sur les CNPE par la définition d'une liste des couples Agresseurs/Cibles à demeure sur l'installation et la justification de la nonagression en cas de séisme, ainsi que son maintien à jour ». Il est ainsi demandé que chaque site tienne « à jour la liste des couples Agresseurs/Cibles du site en fonction des couples Agresseurs/Cibles générés, ou détectés, au fil du temps suite à des modifications « locales » […]. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont relevé que certains couples agresseurs - cibles identifiés ne faisaient pas partie intégrante de la liste requise. A.3 Je vous demande de prendre les mesures organisationnelles nécessaires permettant de disposer d'une liste des couples agresseurs/cibles du site représentative de la situation de vos installations, intégrant les justifications de non-agression en cas de séisme. ## Autre Constat Effectué Lors De La Visite Des Installations Afin de maitriser le risque « séisme-évènement », le référentiel en référence [4] prévoit comme parades à mettre en œuvre pour les appareils de manutention ou de levage, de définir une position de garage et un dispositif d'immobilisation. Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont relevé qu'une potence située dans le local LD0502 n'était pas stockée dans sa position de garage, alors que le local contient des EIP. Demande A.5 : Je vous demande de définir une organisation afin que l'ensemble des potences soient, hors utilisation, rangées dans leur position de garage. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Recueil Des Prescriptions Des Matériels Qualifiés Aux Conditions Accidentelles (Rpmq) Les inspecteurs se sont intéressés à la fiche d'amendement au RPMQ en référence [7]. Ces fiches précisent des évolutions de prescriptions liées à la qualification de matériels devant être prises en compte par les centrales nucléaires. L'analyse de cette prise en compte est réalisée sur la centrale nucléaire de Penly par l'intermédiaire du document en référence [8]. Les inspecteurs ont relevé les constats suivants : - le document en référence [8] n'inclut pas l'analyse des fiches RPMQ référencées R3-024 et R3072. En séance, vos représentants ont pu justifier de la bonne prise en compte de la fiche R3024, mais n'ont pu justifier que partiellement de la bonne prise en compte de la fiche R3-072 ; - la fiche RPMQ référence E3-049 est indiquée comme sans impact matériel, alors qu'elle prescrit des nouveaux couples de serrage en cas de montage sur tube ou sans support. Vos représentants n'ont pu justifier de sa bonne prise en compte ; - le suivi associé aux actions issues de l'analyse des fiches E3-010 et R3-113 n'est pas formalisé. Demande B.1 : Je vous demande : - de justifier de la bonne prise en compte des fiches RPMQ R3-072 et E3-049 ; - de formaliser le suivi associés aux actions issues de l'analyse des fiches E3-010 et R3-113. ## Justification De L'Absence D'Eips Situé À Proximité De 1App202Tc Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont demandé à inspecter les échafaudages d'un volume de plus de 80m3situés à proximité d'EIPS. Vos représentants ont ainsi amené les inspecteurs à proximité de l'échafaudage présent sur de 1APP202TC. Les inspecteurs ont relevé que celui-ci présentait une structure différente de celle prise en compte dans la note de calcul. Les inspecteurs ont ainsi demandé le lendemain de l'inspection que soit justifiée dans les plus brefs délais la tenue au séisme de cet échafaudage. En réponse, vos représentants ont indiqué que cet échafaudage n'était pas situé à proximité d'EIPS. Demande B.2 : Je vous demande de justifier de l'absence d'EIPS présent à proximité de l'échafaudage installé sur 1APP202TC, et ce notamment au regard de la localisation des vannes 1APP062VV et 1APP082VV. ## Justification Du Renforcement De L'Agresseur De 1Jpi346Ve Dans Le Local Nb1002 Lors de l'analyse de la liste des couples agresseurs - cibles de la centrale nucléaire de Penly, les inspecteurs ont contrôlé par sondage la justification associée à certains de ces couples. Ils ont ainsi relevé que les travaux de renforcement visant à éviter le risque d'agression de 1JPI346VE par une passerelle métallique située à proximité n'avaient pas été réalisés conformément à la note de calcul associée. En effet la croix de renforcement a été installée plus basse que prévue par la note de calcul. Demande B. 3 : Je vous demande de justifier que le renforcement mis en œuvre passerelle métallique située à proximité de 1JPI346VE permet d'éviter tout risque d'agression sous sollicitation sismique. ## Justification De L'Absence De Cibles Liées À Des Armoires Électriques Désaffectées Lors de la visite des installations au niveau du bâtiment électrique, les inspecteurs ont relevé la présence de plusieurs armoires électriques qui ne sont plus utilisées (1LBC008AR, 1LNE005AR, 1LNG001AR), et qui pourraient potentiellement être agresseurs d'EIP. Demande B.3 : Je vous demande de justifier l'absence d'agressions possible d'EIP liés la présence de ces armoires électriques désaffectées. ## 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 Gaëtan LAFFORGUE-MARMET
INSSN-CAE-2022-0161	Référence courrier : CODEP-CAE-2022-006080 Caen, le 8 février 2022 Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50 340 LES PIEUX Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Flamanville, INB n° 108 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0161 du 19 janvier 2022 Thème : Préparation de l'arrêt du réacteur n°1 - 1R2422 ## Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Arrêté du 21 novembre 2014 portant homologation de la décision 2014-DC-0444 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires à eau sous pression [4] CODEP-CAE-2021-053429 - Lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteur de l'année 2022 [5] Note EDF D454121034583 ind 00 - Dossier de présentation - arrêt simple rechargement 1ASR24-22 – tranche 1 [6] Courrier EDF D454121040883 du 14 décembre 2021 - Arrêt 1R2422 - Demande d'autorisation de génération d'un évènement de groupe 1 VVP 4 lors du passage en AN/GV2 jusqu'à la requalification fonctionnelle des soupapes VVP et de cumul de cet évènement avec les autres évènements de groupe 1 autorisés par la réalisation d'essais périodiques pendant la remontée de fin d'arrêt de tranche [7] Note EDF D455619093887 ind. B - Modification temporaire des STE pour mise en service de EBA dans le domaine AN/GV pour éliminer le formol [8] Note EDF D450719008478 ind. 0 - Guide de préparation modulaire des arrêts de tranche ## 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 programmée a eu lieu le 19 janvier 2022 au CNPE de Flamanville sur le thème de la préparation du prochain arrêt du réacteur n° 1 qui débutera d'ici fin mars prochain. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. ## Synthese De L'Inspection L'inspection du 19 janvier 2022 avait pour objectif de contrôler l'organisation et la préparation de l'arrêt du réacteur n°1 dont la date prévisionnelle de découplage est le 25 mars 2022. Cet arrêt consiste à renouveler une partie du combustible du réacteur et à effectuer plusieurs opérations de maintenance sur l'installation dont le remplacement des générateurs de vapeur. Les inspecteurs ont examiné le respect des exigences de la décision [3] et des demandes de l'ASN portées par la lettre de position générique nationale [4]. Ils ont notamment réalisé par sondage une analyse de la programmation, dans le dossier de présentation d'arrêt (DPA) [5], des activités à enjeux notamment celles de la lettre de position générique 2022, de la prise en compte du retour d'expérience (REX) du CNPE mais aussi des autres CNPE et de la résorption prévue de certains écarts constatés sur vos installations, au sens de l'arrêté [2]. Ils ont également identifié les principales activités à enjeux qui feront l'objet de contrôles spécifiques. Au vu de cet examen par sondage, la préparation de l'arrêt par le CNPE de Flamanville apparaît satisfaisante, puisque l'analyse a permis de constater que le programme de maintenance des équipements importants pour la protection a été établi dans le respect des dispositions de la décision [3] en prenant en compte les particularités de l'arrêt. Néanmoins, les inspecteurs ont identifiés des points pour lesquelles il est notamment attendu une réponse dans le cadre de la mise à jour du DPA prévue avant le découplage du réacteur. Je vous rappelle également que certains points portant sur les sujets à enjeux identifiés pendant l'inspection, qui feront l'objet d'une communication régulière avant et au cours de l'arrêt, sont susceptibles d'être bloquants pour le redémarrage du réacteur (au moment du passage au-dessus de 110 degrés ou au moment de la divergence du réacteur). L'ASN ayant placé le CNPE de Flamanville 1 et 2 en surveillance renforcée depuis le 11 septembre 2019, nous vous demandons d'inscrire toutes les actions que vous jugerez nécessaires en réponse à cette lettre de suites en cohérence avec le plan de management de la sûreté que vous vous êtes engagé à mettre en œuvre depuis 2019. ## A Demandes D'Actions Correctives A.1 Exhaustivité Du Dossier De Présentation D'Arrêt L'annexe à la décision n°2014-DC-0444 du 15 juillet 2014 [3] relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires définit dans son article 2.1.2 le contenu du dossier de présentation d'arrêt que vous devez transmettre à l'ASN. La lettre de position générique [4] (LPG) précise cette décision et indique que «le dossier de présentation de l'arrêt précise les principales activités de maintenance réalisées au cours de l'arrêt, les activités prévues au cours de l'arrêt pour résorber les écarts affectant les EIP ainsi que les autres activités prévues au titre du retour d'expérience issu du fonctionnement du réacteur concerné ou d'installations similaires, et en l'application de l'article 2.7.3 de l'arrêté du 7 février 2012.» Les inspecteurs ont examiné la liste des activités énumérées dans le DPA à l'indice 0 [5]. Les échanges avec vos représentants ont permis aux inspecteurs d'identifier que certaines activités apparaissaient manquantes ou imprécises : la maintenance d'une partie importante des circuits DEL et de DEG, qui impacteront les règles générales d'exploitation et pour lesquelles il vous appartient de statuer sur son éventuel caractère notable conformément à la décision 2017-DC-0616 de l'ASN, n'est pas évoquée ; le nettoyage de l'échangeur 1RRI052RF n'est pas évoqué ; les opérations de remplacement des générateurs de vapeur sont trop succinctement citées. Le DPA doit apporter plus de précision sur les phases importantes au regard de la conformité de l'installation et le cadre règlementaire de ces opérations (en se référant notamment aux autres dossiers en cours d'instruction) ; l'anomalie de la pompe 1ASG031PO relative à son vieillissement (fuites au niveau des garnitures mécaniques), qui devait initialement faire l'objet d'un échange standard, sera finalement traitée dans le cadre de la réalisation d'une visite complète faute de pièce de rechange disponible ; l'écart de conformité n°504 relatif au défaut de qualification des matériels nécessaires à la réinjection des effluents dans le bâtiment réacteur pour lequel le non-respect de l'échéance de traitement relaxée a fait l'objet de la déclaration de l'évènement significatif du 31 décembre 2021, doit être traité au cours de l'arrêt de 2022 ; le traitement de l'anomalie de l'interaction des lignes du capteur de débit 1RIS029MD prévu pendant l'arrêt n'est pas mentionné ; l'anomalie des gaines de certains capteurs de débit et de température, notamment du circuit RIS, doit être traitée au moins partiellement pendant l'arrêt ; une analyse du temps de fermeture de 1EAS062VN doit être réalisée en complément du traitement de l'anomalie de 1EAS061VN. Demande A.1 : Je vous demande de me confirmer que l'ensemble des activités listées ci-dessus seront bien réalisées lors de l'arrêt du réacteur 1 et qu'elles seront intégrées dans la mise à jour du DPA. ## A.2 Référentiel Applicable L'annexe à la décision n°2014-DC-0444 du 15 juillet 2014 [3] définit le « référentiel applicable », et notamment l'article 2.1.2 dispose que : « dans le dossier de présentation de l'arrêt, l'exploitant se prononce sur la conformité des activités prévues au cours de l'arrêt par rapport à celles découlant du référentiel applicable à l'installation ou du système de management intégré mentionné à l'article 2.4.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [3] et visant à assurer la pérennité de la qualification des EIP. En cas de non-conformité, il propose les dispositions nécessaires et les justifie. » La LPG [4] précise ce point en indiquant que : « Le référentiel visé par l'article 1.2.1 de la décision ADR comporte également, en plus du référentiel applicable à l'installation listé ci-dessus, l'ensemble du référentiel constitué des PBMP (CPP/CSP, OMF, matériels, AP 913, PBES, etc.), DP, DT, du RPMQ avec les FA associées et des programmes locaux de maintenance préventive (PLMP) […] » Les inspecteurs ont échangé avec vos représentants à propos du référentiel applicable indiqué dans le DPA. Sur le sujet de l'explicitation du RPMQ1 et des fiches d'amendement (FA) associées dans le DPA, vos représentants ont indiqué qu'ils ne faisaient pas partie des recueils nationaux et locaux de programme de maintenance (RNPMS et RLPMS). Toutefois, les inspecteurs considèrent que le RPMQ est un document prescriptif valant référentiel applicable « visant à assurer la pérennité de la qualification des EIP » au sens de l'article 2.1.2 précité. Demande A.2 : Je vous demande d'expliciter dans une mise à jour du DPA la conformité des activités prévues au cours de l'arrêt au RPMQ et à ses FA, et les justifications des éventuels écarts aux exigences applicables. ## B Demandes D'Informations Complementaires B.1 Adaptation Du Programme De Maintenance Aux Particularités De L'Arrêt Le programme des activités décrit dans le DPA à l'indice 0 [5] prend en compte le contexte particulier de cet arrêt, notamment son calage entre la visite décennale terminée en début d'année 2019 et la visite partielle programmée en milieu d'année 2024, mais également sa durée longue compte tenu du remplacement des générateurs de vapeur. Cette adaptation du programme se traduit en particulier dans le DPA par une anticipation de maintenance corrective et un volontarisme en matière de modifications et de résorption d'écarts de conformité. Après entretien avec vos représentants à propos de la suffisance de cette adaptation, les inspecteurs ont retenu qu'elle avait été le résultat d'échanges, documentés notamment par des relevés de décision. Toutefois ces derniers n'ont pas été présentés aux inspecteurs. Par ailleurs, un nombre important d'activités sont actuellement programmées avant l'arrêt 1R24, c'està-dire pendant la phase « tranche en marche » (TEM). Le guide de préparation modulaire des arrêts de tranche (AT) [8] prévoit la contractualisation du report de ces activités, pendant ou ultérieurement à l'arrêt, compte tenu de leurs enjeux notamment pour la sûreté, dans un document désigné « recette TEM/AT ». Demande B.1 : Je vous demande de me transmettre les relevés de décision des échanges qui vous ont permis de faire des adaptations du programme d'arrêt compte tenu de l'opportunité que présente sa durée, et compte tenu du caractère tardif de la programmation de la visite partielle après 3ème visite décennale. Vous me transmettrez par ailleurs le document « recette TEM/AT » détaillant le report des activités programmées avant l'arrêt. ## B.2 Demandes D'Autorisation Incompatibles Dans le cadre de l'arrêt de la réalisation des activités de l'arrêt vous avez sollicité deux demandes de modifications devant être mises en œuvre en partie de façon concomitantes. L'une, portée localement, en référence [6] sollicite la possibilité de générer l'évènement VVP4 de groupe 1 en AN/GV, et de cumuler cet évènement avec les autres évènements de groupe 1 autorisés par la réalisation d'essais périodiques pendant la remontée en puissance de fin d'arrêt de la tranche 1, jusqu'à la requalification fonctionnelle des soupapes du CSP. L'autre, portée par vos services centraux, en référence [7] concerne l'évacuation du formol contenu dans les calorifuges neufs qui seront utilisés sur les GV en demandant la mise en service certains systèmes de ventilation du bâtiment réacteur dans le domaine AN/GV (arrêt normal sur générateur de vapeur). Ces deux demandes générant chacune des événements de groupe 1 sont incompatibles. Demande B.2 : Je vous demande d'indiquer à vos services centraux l'existence de la demande [6] et votre décision de ne pas mettre en œuvre la demande [7] telle qu'elle est décrite. A des fins de cohérence, vous étudierez l'intérêt de retirer la demande [7] et d'intégrer la problématique d'évacuation du formol dans la demande [6]. ## B.3 Points Techniques Complémentaires Plusieurs points techniques ont été l'objet d'échange entre les inspecteurs et vos représentants, pour lesquels des informations complémentaires doivent être apportées. B.3.a Déprogrammation de l'intervention sur l'arbre de 1CFI032TF Une activité importante de l'arrêt consistait au remplacement de l'arbre de transmission de 1CFI032TF. En effet, l'usure anormale de cet arbre faisait l'objet d'un point d'attention dans les précédents bilans de fonctions de sûreté, et une intervention rapide semblait requise. Vous avez indiqué aux inspecteurs avoir renoncé à réaliser cette activité à la suite d'un changement de directives de vos services d'ingénierie. Demande B.3.a : Je vous demande de confirmer la déprogrammation du remplacement de l'arbre de 1CFI032TF, et de justifier son report en précisant les moyens compensatoires qui seront mis en œuvre d'ici la reprogrammation de l'activité. B.3.b Déprogrammation de l'intervention sur les pompes de brassage EAS En réponse à la demande A.5.1 de la lettre de suite de l'inspection du 22 septembre 2021, vous indiquiez que les deux pompes EAS de brassage de la bâche à soude devaient être remplacées en juin 2022. Toutefois des difficultés d'approvisionnement conduiront probablement à reporter ces travaux, potentiellement postérieurement à l'arrêt. Demande B.3.b : Je vous demande de préciser les dates d'intervention sur les pompes 1EAS021PO et 1EAS022PO. Si ces interventions s'avéraient être programmées pendant d'arrêt, vous les intégrerez dans une mise à jour du DPA. B.3.c Résorption des anomalies de l'installation des câbles électriques En réponse à la demande A.1 de la lettre de suite de l'inspection du 13 juillet 2021, vous vous étiez engagé à résorber des anomalies affectant les cheminements des câbles électriques de l'installation, avec pour échéance le 31/12/2024, et selon le programme de maintenance AM77-01. Toutefois aucune activité n'est identifiée dans le DPA, et nous n'avons pas obtenu les précisions demandées le 14 octobre 2021 relatives à la conformité des chemins de câbles. Demande B.3.c : Je vous demande d'apporter les précisions demandées le 14 octobre 2021 et d'intégrer les activités éventuelles de résorption des anomalies détectées dans une mise à jour du DPA. B.3.d Contrôle des soudures de l'anneau d'étanchéité de la cuve et du fond de la piscine réacteur Malgré plusieurs échanges au cours de l'année 2021 demandant un contrôle des soudures de l'anneau d'étanchéité reliant la bride de la cuve au liner de la piscine réacteur, aucun contrôle n'est prévu au cours de l'arrêt. Demande B.3.d : Je vous demande de définir et intégrer les activités de contrôle des soudures de l'anneau d'étanchéité dans une mise à jour du DPA. Si celle-ci s'avérait irréalisable, vous en apporterez la démonstration. B.3.e Prise en compte de l'écart sur 1DVC011FI Le réacteur 1 de Flamanville est actuellement concerné par une autorisation de modification temporaire des RGE concernant le préfiltre 1DVC011FI arrivant à échéance le 30 avril 2022 (date maximale pour la réalisation d'un essai). Toutefois cet essai n'est pas évoqué dans le DPA. Demande B.3.e : Je vous demande de me transmettre le résultat de l'essai sur 1DVC011FI si celuici est réalisé et jugé satisfaisant avant l'arrêt. Dans le cas contraire, je vous demande d'intégrer l'essai de 1DVC011FI dans la mise à jour du DPA. ## C Observations La LPG [4] explicite certains points qui pourrait être pris en compte dès l'élaboration du DPA afin d'améliorer sa qualité : La LPG énumère des demandes à caractère technique applicables à plusieurs arrêts de réacteur dans son annexe B. Vous n'avez mentionné dans le DPA que deux demandes sur les huit qui concernaient l'installation. Pour les prochains arrêts, je vous demande de reprendre chacun de ces points dans le DPA. Pour rappel, ce sujet fait également l'objet de la demande A.1 de la lettre de suite de l'inspection du 22 novembre 2021 relative à l'inspection de préparation de l'arrêt du réacteur n°2 ; La LPG indique que, pour chaque écart de conformité dont la résorption n'est pas prévue en cours d'arrêt, la justification vis-à-vis des intérêts protégés doit être précisée dans le DPA. Je vous demande pour les prochains arrêts d'expliciter ces justifications dans le DPA. ## 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 Gaëtan LAFFORGUE-MARMET
INSSN-CAE-2022-0202	Référence courrier : CODEP-CAE-2022-011076 A Caen, le 4 mars 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, INB n°115 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0202 du 22 février 2022. Inspection préparation de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n°4 (4P2622). 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] - Dossier de présentation arrêt 4P2622 référencé D5310DA4122 indice 0 du 26 novembre 2021 [5] - Lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteur 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 en références, une inspection a eu lieu le 22 février 2021 au CNPE de Paluel sur le thème de la préparation de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n°4 (4P2622). 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 préparation de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n°4 (4P2622). Dans ce cadre, les inspecteurs ont réalisé, par sondage, une analyse et un contrôle : - de la programmation dans le dossier de présentation d'arrêt (DPA) en référence [4] des activités à enjeux ayant été abordées dans la lettre de position générique de l'année 2022 en référence [5] ; - de la prise en compte dans le DPA des écarts de conformité affectant le réacteur n° 4 lors de l'arrêt et de leur traitement ; - de la prise en compte d'engagements pris vis-à-vis de l'ASN devant être traités sur l'arrêt 4P2622 ; - de la prise en compte des activités ayant été reportées lors du précèdent arrêt ; - de l'approvisionnement des pièces de rechange nécessaires aux travaux de maintenance prévus lors de l'arrêt ; - des écarts sur des équipements importants pour la protection des intérêts protégés (EIP) qui ne seront pas clos lors de cet arrêt. Les inspecteurs ont également effectué des contrôles par sondage sur des dossiers de réalisation de travaux réalisés durant le cycle précédant l'arrêt et traitant des écarts de conformité. Au vu de cet examen par sondage, la préparation du programme de maintenance des équipements importants pour les intérêts protégés (EIP) a été établie par EDF dans le respect des dispositions de la décision citée en référence [3] et apparait satisfaisante. Les inspecteurs ont ainsi pu relever que le traitement des écarts et écarts de conformité est majoritairement bien pris en compte dans la préparation de l'arrêt ainsi que les engagements pris suite aux évènements significatifs. Ils notent également positivement la préparation des dossiers de modifications mises en œuvre sur l'arrêt. Toutefois, des corrections sont attendues lors de la mise à jour du DPA dont notamment l'intégration d'activités permettant de traiter des écarts de conformité et de respecter les programmes de base de maintenance préventive de certains EIP. Des éléments complémentaires relatifs à l'organisation d'activités importantes pour la protection des intérêts protégés ainsi que des contrôles sur des EIP devant être réalisés avant le début de la visite partielle du réacteur n°4 et actuellement en cours devront également être transmis. Le contenu de la mise à jour à l'indice 1 du DPA, que vous transmettrez à l'ASN une semaine avant le découplage du réacteur, devra prendre en compte les remarques formalisées dans la présente lettre. ## A. Demandes D'Actions Correctives Exhaustivité Du Dossier De Présentation D'Arrêt L'annexe à la décision n°2014-DC-0444 en référence [3] définit dans son article 2.1.2 le contenu du dossier de présentation d'arrêt (DPA) que vous devez transmettre à l'ASN. La lettre de position générique en référence [5] (LPG) précise cette décision et indique que : «le dossier de présentation de l'arrêt précise les principales activités de maintenance réalisées au cours de l'arrêt, les activités prévues au cours de l'arrêt pour résorber les écarts affectant les EIP ainsi que les autres activités prévues au titre du retour d'expérience issu du fonctionnement du réacteur concerné ou d'installations similaires, et en l'application de l'article 2.7.3 de l'arrêté du 7 février 2012.» Les inspecteurs ont examiné la liste des activités énumérées dans le dossier DPA en référence [4]. Les échanges avec vos représentants ont permis aux inspecteurs d'identifier que certaines activités apparaissaient manquantes ou imprécises : - La mise en place de prolongateurs pour limiter l'usure de deux manchettes thermiques (L2MT) est présentée dans les principales activités de l'arrêt en préambule du DPA, cependant les inspecteurs n'ont pas retrouvé d'ordre de travail associé à cette activité dans la suite du DPA. Vos représentants ont indiqué que l'ordre de travail existait bien mais que celui-ci n'avait pas été intégré au DPA. D'ailleurs, celui-ci prévoit la mise en place de deux à quatre prolongateurs de manchettes thermiques en fonction de l'usure de certaines manchettes déjà identifiées. - Le dossier de présentation d'arrêt indique que la résorption de l'écart de conformité n°580, relatif à la tenue aux conditions d'accident grave des diaphragmes en amont du filtre U5 devait être réalisée avant l'arrêt, et si besoin, au cours de l'arrêt. Les inspecteurs ont demandé à vos représentants le statut de cette activité. Ceux-ci ont indiqué que la résorption de cet écart de conformité serait finalement intégralement réalisée sur l'arrêt 4P2622. Cette activité doit donc être ajoutée au DPA. - Le contrôle à froid du calage du circuit primaire principal est une activité requise à chaque arrêt au titre du programme de base de maintenance préventive nommé AM400-06. Cette activité n'est pas présente dans le DPA. Vos représentants ont cependant indiqué que cette activité était bien prévue pendant l'arrêt mais qu'en effet elle ne figurait pas au DPA. - Le défaut d'implantation de la visserie des filtres SEC101, 102, 103 et 104 était présenté dans le DPA comme « un écart affectant les EIP dont la résorption n'est pas prévue au cours de l'arrêt ». Il était également indiqué qu'une fiche de caractérisation du constat était en cours de rédaction. Les inspecteurs ont examiné cette fiche qui conclut que le défaut d'implantation de la visserie des filtres ne remet pas en cause la tenue des assemblages mais qu'il est préconisé de remettre en conformité la visserie au prochain arrêt de réacteur. Vos représentants ont indiqué que le traitement sera réalisé au cours de l'arrêt 4P2622. Cette activité doit donc être ajoutée au DPA. - Dans le cadre du contrôle de l'intégration de la directive parc n°205 (DP 205) indice 10, visant à réduire le nombre d'arrêt automatique réacteur par la fiabilisation des modules Bailey, les inspecteurs ont vérifié la prise en compte des activités prévues sur la visite partielle 4P2622 dans le DPA. Le remplacement des modules par des modèles neufs était bien programmé par la spécialité automatisme. Cependant, les activités liées à ces remplacements et impliquant la spécialité chaudronnerie/robinetterie n'étaient pas présentes au DPA. Les inspecteurs ont demandé à ce que les activités en lien avec la DP205 soient clarifiées pour la mise à jour du DPA, notamment celles impliquant la spécialité chaudronnerie/robinetterie. - Dans le DPA, il est indiqué qu'aucune activité n'est prévue sur l'arrêt pour la résorption de l'écart de conformité n°455 concernant le remplacement des goujons et serrage au couple des robinets EBA et ETY. Il est également indiqué que le remplacement et le serrage au couple des robinets EBA et ETY avait été réalisé lors de la visité décennale précédente. Cependant, lors de ces remplacements, un mauvais couple de serrage avait été appliqué. Il est ainsi prévu dans le cadre de la résorption de l'écart de conformité, de contrôler de manière non intrusive les assemblages ETY ayant fait l'objet d'un couple de serrage initial non conforme. Ces contrôles devraient normalement être réalisés lors de cette visite partielle pour le réacteur n°4 de Paluel. Vos représentants ont indiqué que ces contrôles pourraient être réalisés avant l'arrêt. Même si ce contrôle n'est pas intrusif, il est prévu de retirer les goujons l'un après l'autre, et de vérifier l'absence de débris et l'absence d'endommagement des goujons. Ainsi, les inspecteurs s'interrogent sur la possibilité de réaliser ce contrôle durant le fonctionnement du réacteur. Demande A1 : Je vous demande de me confirmer que l'ensemble des activités listées ci-dessus seront bien réalisées lors de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n°4 (4P2622) et qu'elles seront intégrées dans la mise à jour du DPA. Demande A2 : Concernant le traitement de l'écart de conformité n°455, je vous demande de me préciser les modalités d'intervention sur les robinets ETY, et ce notamment en cas de réalisation de ces activités avant la mise à l'arrêt du réacteur. Vous voudrez bien me communiquer les résultats de ces contrôles. ## Mise À Jour Des Caractérisations Des Écarts Et Des Plans D'Action Associés L'article 2.6.3 de l'arrêté en référence [2] dispose que : « I. ― L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : ― déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; ― définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; ― mettre en œuvre les actions ainsi définies ; ― évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives. II. ― L'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement. ... ». Les inspecteurs ont examiné la caractérisation et le plan d'action associés à la détection d'une inétanchéité de toiture au niveau de la pince-vapeur et pouvant atteindre les armoires DELAS. La caractérisation indiquait un potentiel risque d'arrêt automatique réacteur en cas d'entrée d'eau dans les armoires qui ne sont pas totalement étanches sur leur partie inférieure et en façade. Une action curative consistant à poser une protection étanche sur les armoires était définie, tandis qu'une action corrective de dépose de bardage et de réfection de l'étanchéité en toiture était prévue pour le prochain arrêt de réacteur, soit 4P2622. Les inspecteurs, n'ayant vu aucune activité concernant le traitement de ce plan d'action dans le DPA, ont interrogé vos représentants sur la résorption de celui-ci. Ceux-ci ont indiqué que les actions curatives avaient été mises en place mais que le plan d'action n'était pas à jour concernant les actions correctives. En effet, compte tenu des constats similaires sur les 4 réacteurs de Paluel, il a été décidé de réaliser un marché global. En conséquence, le traitement est maintenant prévu sur l'arrêt pour visite partielle suivant, à savoir 4P2825. Suite à l'inspection, vos représentants ont rapidement mis à jour le plan d'action associé au constat et transmis sa mise à jour aux inspecteurs. Demande A3 : Je vous demande de tenir à jour les caractérisations et les plans d'actions associés aux constats détectés sur l'installation. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Défauts de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires de sous-tranches (EC499) Les inspecteurs ont souhaité faire un point d'avancement sur la résorption de l'écart de conformité n° 499 relatif aux défauts de fixation des torons de câblage sur les portes des armoires de sous-tranches. 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 31/03/2022 (matériels classés prioritaires) et sur l'intégralité des matériels pour le 31/07/2023. Cependant, un report des contrôles et des traitements lors du prochain arrêt de réacteur est acceptable si une solution de traitement pérenne par goulottes ou embases vissées est mise en œuvre. Vos représentants ont indiqué ne pas être en mesure de présenter un bilan des contrôles et traitements réalisés à la date de l'inspection, mais confirmaient que le traitement d'une voie sera terminée sur le réacteur n°4 pour le 31/03/2022. Demande B1 : Je vous demande de me fournir un bilan des contrôles et traitements réalisés sur chacun des réacteurs de votre CNPE. Vous voudrez bien me préciser la solution de traitement mise en œuvre pour chacun des écarts détectés ainsi que celle envisagée pour les écarts qui seront détectées sur les matériels restants à contrôler. ## Organisation De L'Activité De Contrôle Par Inspection Télévisuelle Des Assemblages Combustibles Les inspecteurs ont abordé l'organisation de l'activité de contrôle par inspection télévisuelle des assemblages combustibles qui est considérée comme une activité importante pour la protection des intérêts protégées. Il a été régulièrement constaté par l'ASN que ces contrôles ne faisaient pas l'objet d'un contrôle technique à part entière. En effet un contrôle des assemblages combustibles réalisé en parallèle de l'acquisition des films ne peut être considéré comme satisfaisant. Les prises de vue sont généralement effectuées par deux caméras filmant chacune deux des faces de l'assemblage combustible, rendant la lecture des films en temps réel lors de l'acquisition par un seul agent impossible. En effet, celui-ci ne peut pas analyser convenablement les deux enregistrements dans le même temps. Au cours de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser l'organisation qui sera adoptée pour ce contrôle lors de l'arrêt à venir. Ils n'ont pas été en mesure de fournir la gamme opératoire relative à cette activité. Demande B.2 : Je vous demande de me préciser votre organisation pour la réalisation des inspections télévisuelles des assemblages combustibles en amont du déchargement. Vous voudrez bien me communiquer le mode opératoire utilisé pour cette activité. Respect des critères de vibrations des moteurs des pompes du système d'eau de refroidissement secouru (SEC) Les inspecteurs ont examiné les constats et plan d'actions associés au non-respect du critère d'alarme (critère RGE de type B) concernant les vibrations des moteurs des pompes du système SEC. En effet, trois des quatre moteurs des pompes SEC du réacteur n°4 sont concernés par ce phénomène vibratoire. Il est ainsi analysé au travers d'une fiche d'analyse matérielle (FAM) qui conclut que le phénomène ne remet pas en cause la disponibilité des pompes. Cette fiche met en évidence deux causes possibles, à savoir, soit un mauvais équilibrage de l'arbre moteur, soit une fixation du carter de protection inadaptée (positionnement des joints amortisseur inadapté). Ces deux causes nécessitent une intervention conséquente sur les moteurs qui les rend indisponibles. Les inspecteurs ont fait remarquer que la FAM ne traitait pas de l'évolution potentielle des vibrations et n'indiquait ainsi pas de délai pour effectuer le traitement des causes identifiées. Vos représentants ont indiqué que ces interventions ne seront pas réalisées lors de l'arrêt du réacteur à venir mais qu'elles seront planifiées lorsque les moteurs pourront être rendus indisponibles pendant le fonctionnement du réacteur, voie après voie. Demande B.3 : Je vous demande d'analyser l'évolution potentielle des vibrations des moteurs des pompes SEC et de définir un délai de traitement adaptée à la cinétique. Vous voudrez bien m'indiquer le planning envisagé pour traiter les trois pompes concernées sur le réacteur n°4. C. OBSERVATIONS Néant. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement 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 Gaëtan LAFFORGUE-MARMET
INSSN-CAE-2022-0162	Référence courrier : CODEP-CAE-2022-009802 Caen, le 22 février 2022 Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50 340 LES PIEUX Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Flamanville, INB n° 108 - 109 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0162 du 9 février 2022 Thème : Agressions climatiques Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu le 9 février 2022 au CNPE de Flamanville sur le thème des agressions climatiques. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. ## Synthese De L'Inspection Lors de la visite, l'inspecteur a vérifié l'avancement des travaux qui devaient être réalisés avant le 30 novembre 2021 sur les bâches de distribution d'eau déminéralisée (SER et SED) suite aux remarques faites lors de l'inspection INSSN-CAE-2021-0207. Il a vérifié la présence des éléments prévus dans la fiche de gestion du matériel local de crise (MLC) concernant les moyens mobiles de pompage en cas d'inondation. Il a vérifié par sondage la mise en place des mesures préconisées en phase de veille dans la gestion d'un épisode neigeux. Il a ensuite examiné l'organisation mise en place par le site pour la gestion des risques d'agressions climatiques. Concernant le risque d'inondation externe, il a contrôlé par sondage les demandes de travaux en cours sur les éléments liés à la protection volumétrique (PV) et à la protection rapprochée basse (PRB) ainsi que les analyses de risques établies en préalable à des interventions sur ces éléments. Il a examiné le résultat des contrôles réalisés avant la divergence du réacteur n° 1 à l'issue de l'arrêt fortuit d'avril 2021, ainsi que les contrôles réalisés dans le cadre des programmes de base de maintenance préventive (PBMP). Dans le cadre du contrôle des référentiels « grand chaud » et « grand froid », l'inspecteur a examiné le dernier compte-rendu de la revue grand froid réalisée en 2021. Il est également revenu sur les éléments transmis en préalable à l'inspection concernant la prise en compte du risque lié à la foudre. Au vu de cet examen par sondage, l'inspecteur estime que l'organisation mise en place pour la maîtrise des agressions climatiques semble satisfaisante. L'inspection a notamment permis de constater que les évolutions organisationnelles en cours apportent plus de robustesse dans l'intégration de la thématique agression climatiques au sein du CNPE. Par ailleurs, il a été constaté une prise en compte satisfaisante des risques liés à la foudre et à l'aléa houle. Néanmoins, certains sujets nécessitent de faire l'objet d'un meilleur suivi. L'exploitant devra notamment prendre des dispositions afin que les remises en état prévues sur les bâches d'eau déminéralisée (SER) classifiés EDA (équipements de disposition agression) soient finalisées. Il devra également s'assurer que les moyens mobiles de pompage en cas d'inondation classifiés comme matériels locaux de crise (MLC) sont bien disponibles comme prévu par les procédures. Il devra également s'assurer que les contrôles prévus par la prescription n° 5 des règles générales de surveillance et d'entretien de la protection volumétrique (PV) et de la protection rapprochée basse (PRB) soient réalisés préalablement au redémarrage. En effet, l'inspecteur a relevé que les contrôles visuels des éléments des PV et PRB du bâtiment réacteur n'avaient pas été effectués avant la divergence du réacteur n° 1 lors du dernier arrêt fortuit en 2021. Ce contrôle constitue un point d'arrêt de la COMSAT divergence. L'ASN ayant placé le CNPE de Flamanville 1 et 2 en surveillance renforcée depuis le 11 septembre 2019, nous vous demandons d'inscrire toutes les actions que vous jugerez nécessaires en réponse à cette lettre de suites en cohérence avec le plan de management de la sûreté que vous vous êtes engagé à mettre en œuvre depuis 2019. ## A Demandes D'Actions Correctives Remise En État Des Matériels Bâches Sed Et Ser (Réserves D'Eau Déminéralisée) En réponse à l'inspection INSSN-CAE-2021-0207 du 7 septembre 2021, afin de répondre à l'exigence de fonctionnement des matériels requis EDA grand froid (GF) et classés EIPS1, vous vous étiez engagés à rénover une partie des matériels destinés à assurer le traçage électrique (pour le maintien hors gel) de la bâche SED et de l'armoire électrique d'alimentation du traçage des bâches SED et SER. Vous vous étiez engagés à un solde des travaux au 30 novembre 2021. L'inspecteur a constaté que parmi les travaux qui devaient être réalisés : - des résistances étaient toujours en attente de montage car le matériel n'était pas disponible, - le capteur de température 0STE001 ST n'avait pas été changé, - sur l'armoire d'alimentation 0STE001AR le test lampe ne fonctionnait pas, des lampes étaient hors service, un disjoncteur 001DJ était désarmé. Il n'était donc pas possible de se prononcer sur la disponibilité de l'armoire, - la fuite d'eau déjà identifiée en septembre 2021 à proximité de l'armoire 0STE001AR était toujours présente. L'étiquette signalant cette fuite datant de juillet 2021 était toujours en place. L'inspecteur a souligné que ces actions correctives, annoncées terminées et constatées toujours en cours, remettent en cause la disponibilité des EDA concernés. Demande A.1 : Je vous demande de vous positionner sur la disponibilité des EDA associées aux bâches SED et SER. Je vous demande de réaliser au plus tôt les travaux de remise en état de ces éléments. Je vous demande d'analyser les circonstances qui ne vous ont pas permis de respecter l'échéance de fin de travaux que vous aviez annoncée et de prendre les mesures nécessaires pour évier le renouvellement de tel manquement. ## Conformité Des Matériels Locaux De Crise L'inspecteur a vérifié la disponibilité des matériels locaux de crise prévus concernant les moyens mobiles de pompage en cas d'inondation. Il a constaté que dans le caisson n° 1 une manchette d'évacuation de diamètre 75 millimètres manquait sur les deux prévues. Demande A.2 : Je vous demande de compléter le caisson n° 1. Je vous demande également de justifier l'absence du matériel concerné et d'expliquer pourquoi elle n'a pas été identifiée lors du dernier contrôle. Contrôle avant divergence de la conformité de la protection volumétrique (PV) et de la protection rapprochée basse (PRB) La prescription n°5 de votre note d'organisation de la gestion de la protection volumétrique et de la protection rapprochée basse stipule qu'« un contrôle visuel en local des éléments des PV et PRB est réalisé, au moment du redémarrage de la tranche, après son arrêt pour rechargement. A l'occasion de ce contrôle, toute anomalie détectable visuellement, sur les voiles à proximité des éléments PV ou PRB devra être signalée (trous, suintements…). Ce contrôle sera intégré dans le planning d'arrêt de tranche et constituera un point d'arrêt lors de la COMSAT Divergence. » L'inspecteur a examiné le compte rendu des contrôles réalisés dans ce cadre lors du redémarrage du réacteur n° 1 après l'arrêt fortuit de 2021 (contrôles réalisés malgré l'absence de déchargement/rechargement du combustible). Il a constaté que les contrôles des planchers 3 et 4 à l'intérieur du bâtiment réacteur n'avaient pas été réalisés. L'inspecteur a examiné également les actions de surveillances réalisées par vos services lors de la réalisation de cette prestation et il a noté qu'aucune action n'avait été réalisée sur la partie « contrôle PV et PRB ». Par ailleurs, vos représentants n'ont pas été en mesure de fournir les contrôles réalisés lors du dernier redémarrage du réacteur n° 2. Demande A.3 : Je vous demande de prendre des dispositions pour que les contrôles de la conformité de la protection volumétrique et de la protection rapprochée basse avant redémarrage d'une tranche soient réalisés conformément à votre procédure et que les actions adaptées soient mises en œuvre. Je vous demande également d'apporter les éléments justifiant pourquoi cet écart n'a pas été identifié lors de la COMSAT divergence du dernier arrêt de la tranche 1. ## Délai De Réparation Des Éléments De La Pv Et De La Prb La prescription n° 10 de votre note d'organisation de la gestion de la protection volumétrique et de la protection rapprochée basse demande que, « de façon à ne pas laisser l'installation dans un état dégradé, le délai de réparation maximal d'une perte d'intégrité des PV ou de la PRB [soit] fixé à un mois. ». L'inspecteur a examiné la liste des demandes de travaux en cours sur les éléments de la PV et PRB. Il a relevé qu'une demande de travaux portant sur l'indisponibilité de la pompe de drain du plancher du BAN2 émise en avril 2021 était toujours en cours. Vos représentants n'ont pas été en mesure de fournir les éléments du métier concerné, justifiant un délai de réparation au-delà du délai prescrit pas vos procédures. Demande A4 : Vous m'informerez des dispositions prises pour remédier à l'indisponibilité de la pompe de drain du plancher du BAN. Je vous demande de me transmettre l'analyse du métier concerné justifiant le non-respect du délai de réparation des éléments de la PV et de la PRB. ## B Demandes D'Informations Complementaires Réchauffeurs 1 Et 2 Dvk 031 Re En réponse à la lettre de suites de l'inspection du 7 septembre 2021, portant sur la fuite du réchauffeur 1 DVK 031 RE causée par la corrosion d'une partie du réchauffeur, vous aviez répondu qu'une étude était en cours en lien avec vos services centraux afin d'identifier si le type de réchauffeur installé était bien adapté aux conditions de fonctionnement du circuit. Concernant l'aspect potentiellement générique, vous aviez répondu que seul le réchauffeur de la tranche 1 était concerné. Lors des échanges avec vos représentants l'inspecteur a relevé que le réchauffeur de la tranche 2 était maintenant également impacté et qu'un courrier de demande d'appui avait été récemment transmis à vos services centraux. Demande B1 : Je vous demande de m'informer de la réponse que vous feront vos services centraux. ## Etude Technique Foudre 2021 L'examen de l'étude technique foudre (ETF) réalisée en 2021 a mis en évidence deux écarts portant sur la non-conformité de deux parafoudres. Vos représentants ont précisé que les actions correctives seraient initiées sous peu. Demande B2 : Je vous demande de m'informer de la remise en conformité des deux parafoudres citée dans l'ETF 2021. ## Aléa Houle Vos représentants ont indiqué que la mise à jour de la consigne S10 concernant la prise en compte de l'aléa houle était en cours afin de rendre le document plus ergonomique. Demande B3 : Je vous demande de me transmettre la nouvelle version de la consigne S10 dès qu'elle sera terminée. ## 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 Gaëtan LAFFORGUE-MARMET
INSSN-STR-2022-0851	Référence courrier : CODEP-STR-2022-013192 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom BP n°41 57570 CATTENOM Strasbourg, le 11 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Cattenom Thème : prévention des pollutions et maîtrise des nuisances, contrôle des rétentions N° dossier : Inspection n°INSSN-STR-2022-0851 du 25 février 2022 Réf. : [1] Courrier ASN, référence CODEP-STR-2022-003857, du 21 janvier 2022 : rapport établi en application de l'article L. 171-6 du code de l'environnement concernant les installations nucléaires de base du CNPE de Cattenom [2] Courrier réponse du CNPE de Cattenom aux courrier ASN [1], référence D5320/9/2022/031, du 26 janvier 2022 [3] Décision 2013-DC-0360 modifiée du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 25 février 2022 au centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom sur le thème de la « prévention des pollutions et maîtrise des nuisances » et plus particulièrement sur le contrôle de rétentions. 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 février 2022 avait pour objectif de vérifier la mise en conformité de l'installation et le respect de la réglementation concernant le stockage de produits liquides dangereux sur rétention, suite au rapport établi par l'ASN [1] et la réponse apportée par le CNPE de Cattenom [2]. L'inspection s'est déroulée sous la forme d'une inspection inopinée sur site axée sur des contrôles de terrain par sondage de différents lieux pouvant accueillir des substances dangereuses nécessitant la présence de rétention. Au regard de ce contrôle par sondage, il ressort de cette inspection que l'ensemble des stockages de produits liquides dangereux vérifiés disposait effectivement d'une rétention. Toutefois, la gestion d'un certain nombre de réservoirs de stockage, essentiellement utilisés pour des stockages temporaires d'effluents, reste perfectible du fait de l'absence d'étiquetage sur ceux-ci. ## A. Demandes D'Actions Correctives Absence D'Étiquetage Sur Des Réservoirs De Stockages L'article 4.2.1.de la décision [3] indique que : « I. - Les fûts, réservoirs et autres contenants, ainsi que leurs emballages, d'une part, ainsi que les aires d'entreposage de substances dangereuses, d'autre part, portent en caractères lisibles le nom des substances ou mélanges, leur état physique et les symboles de danger définis par la réglementation relative à l'étiquetage des substances et mélanges chimiques dangereux. » L'inspecteur a constaté à de nombreuses reprises la présence de réservoirs de stockage, double enveloppe, sans aucune indication relative à l'état de celui-ci (plein ou vide) ou de la substance stockée ainsi que les mentions associées à ce produit. Demande n°A.1 : Je vous demande de vous assurer que l'ensemble des réservoirs de stockage présents sur le site répondent aux exigences susmentionnées. Vous me préciserez également ce que contiennent les Varibox listées dans le tableau ci-après. \| Réacteur \| \| \| \|-----------------------------------------\|----------------------------------------------\|----------------------------------------------------\| \| Identification de la Varibox \| Localisation \| \| \| concerné \| \| \| \| KLD n°10 \| Cours du diesel LHQ, à proximité du chantier \| \| \| KLD n°12 \| 4 \| NPGV \| \| Sans identification Sans identification \| 4 \| A l'extérieure de la clôture d'accès au diesel LHQ \| \| KLD n°3 \| 4 \| Au pied de la bâche PTR \| \| Conduite n°3 \| 1 \| Devant le local du diesel LHP \| \| KLD n°7 \| 1 \| Au pied de la bâche PTR \| \| KLD n°8 \| 1/2 \| Au niveau du poste de relevage 1/2 \| \| MCR n°5 KLD n°2 \| 2 \| Au niveau du DUS \| \|-----------------------------------------\|-----\|---------------------------------------------------\| \| Sans identification Conduite n°1 \| 2 \| A proximité de l'aire TFA \| \| Sans identification \| 2 \| Au pied de la bâche PTR \| \| Sans identification Sans identification \| 2 \| A extérieure de la clôture d'accès à la bâche PTR \| ## B. Compléments D'Information Pas de demande de complément d'information. ## C. Observations C.1 Lors de l'inspection, un grand récipient pour vrac (GRV) contenant 1000 litres de fluide, sans étiquetage a été trouvé derrière le bâtiment Valéry 4. Après investigation, le CNPE a indiqué qu'il s'agissait d'eau. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération. Le chef de la division de Strasbourg Signé par Pierre BOIS
INSSN-STR-2022-0825	Référence courrier : CODEP-STR-2022-013216 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom BP n°41 57570 CATTENOM Strasbourg, le 11 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Cattenom Thème : Conduite - consignations N° dossier : INSSN-STR-2022-0825 du 24 février 2022 Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 24 février 2022 au centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom sur le thème « conduite - consignations ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection du 24 février 2022 portait sur le thème de la conduite et plus particulièrement la mise en œuvre des consignations et condamnations. Les inspecteurs se sont rendus dans les installations du réacteur n°4, actuellement à l'arrêt pour maintenance et rechargement. Ils ont identifié des activités de consignation en cours, ainsi que différents types de condamnations administratives afin de vérifier la pose effective de celles-ci conformément aux documents opérationnels. Ils ont également relevé sur le terrain divers types de consignations ou condamnations afin de vérifier la conformité des panneaux de signalisation in situ mais également par rapport aux éléments renseignés dans la base de données de suivi. Au regard de ce contrôle par sondage, il ressort de cette inspection que la mise en œuvre des consignations et condamnations apparaît comme globalement maîtrisée. Toutefois, le contrôle de vannes difficilement contrôlables a postériori (DCAP) apparaît comme perfectible : les inspecteurs ont relevé une incohérence dans la réalisation du contrôle technique de condamnations administratives entre deux vannes de même typologies. ## A. Demandes D'Actions Correctives Condamnations Administratives (Ca) Pour certains organes, la position ouverte ou fermée n'est pas identifiable et nécessite la réalisation du contrôle technique de manière simultanée à la pose de la CA. L'exploitant dispose d'une gamme de contrôle précisant la liste des robinets concernés par la pose d'une CA à deux agents, donc la réalisation d'un contrôle technique en simultané. Lors de l'inspection, il a été identifié que la vanne 4 DMK 102 VB ne disposait pas d'indicateur de position et que la gamme de contrôle de cette vanne ne prévoyait pas que le contrôle technique soit réalisé simultanément à la pose de la consignation. Par mesure de précaution, le CNPE a procédé, le lendemain, à une vérification de position de l'ensemble des vannes X DMK 102 VB relatives aux 4 réacteurs du site afin de s'assurer la conformité de leur position. Une mise à jour de la documentation opératoire a été lancée. Demande n°A.1 : Je vous demande de vous assurer que l'ensemble des organes ne disposant pas d'indicateur de position et soumis à condamnation administrative font l'objet d'un contrôle technique simultané à la pose de celle-ci. ## B. Compléments D'Information Condamnations Administratives (Ca) Les inspecteurs ont noté que la gamme de contrôle de la vanne 4 DMK 102 VB découle d'une procédure nationale et qu'une demande de modification a été sollicitée. Dans l'attente d'une mise à jour de la procédure nationale, vous avez indiqué que cette modification serait prise en compte localement. Demande n°B.1 : Je vous demande de me transmettre les éléments formalisant la prise en compte de cette modification et notamment son intégration dans la gamme opératoire. 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, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération. Le chef de la division de Strasbourg Signé par Pierre BOIS
INSSN-CAE-2022-0215	Référence courrier : CODEP-CAE-2022-009056 Caen, le 17 février 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 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0215 du 10 février 2022 Thème : Surveillance des services d'inspection reconnus Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. [2] Arrêté ministériel du 20 novembre 2017 modifié relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples [3] Décision BSEI n° 13-125 du 31 décembre 2013 du ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie relative aux services inspection reconnus [4] Guide professionnel EDF pour l'élaboration des plans d'inspection, référence D455014 029144 - indice 02 [5] Note d'élaboration des plans d'inspection et mise en application du guide professionnel indice 2, référence D453821013388 indice 1 du 13 septembre 2021 [6] Note de processus relative aux activités confiées par le SIR aux services ou en interface avec les services pour la surveillance des équipements sous pression, référence D453809303625 indice 8 du 3 juin 2021 [7] Note relative au dimensionnement du service inspection réglementation, référence D453820040247 indice 11 du 26 avril 2021 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a été réalisée sur la centrale nucléaire de Paluel sur le thème « Surveillance des services d'inspection reconnus». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection du service d'inspection reconnu (SIR) du CNPE de Paluel réalisée le 10 février 2022 avait pour but de vérifier par sondage, conformément à l'article 15 de la décision [3], le respect de ses exigences et plus particulièrement celles relatives à l'élaboration, la mise à jour et l'application des plans d'inspection et au dimensionnement du service. Cette inspection avait également pour objectif de contrôler la complétude de divers dossiers d'exploitation d'équipements. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour assurer le respect de la décision [3] apparaît globalement satisfaisante. Les inspecteurs notent favorablement la surveillance exercée par le SIR lors d'activités confiés et le taux d'avancement des guides d'inspections mis à jour selon le guide en référence [4]. Toutefois, sur ce dernier point, le SIR devra faire preuve d'une plus grande rigueur dans le contrôle et l'approbation de ceux-ci. ## A. Demandes D'Actions Correctives Rédaction Des Plans D'Inspections Selon Le Guide Professionnel Edf À L'Indice 2 Erreurs Relevées Dans Certains Plans D'Inspections Le guide en référence [4] prévoit que chaque zone sensible fasse « l'objet d'un contrôle destiné à s'assurer de l'absence de défaut lié au mode de dégradation associé. Dans le cas général, la périodicité du contrôle est déterminée conformément à la méthodologie développée dans l'annexe 4, par combinaison du risque final de défaillance de l'équipement et de la gravité de cette défaillance ». En amont de l'inspection, les inspecteurs ont demandé la transmission de plusieurs plans d'inspections rédigés selon le guide en référence [4], et les ont contrôlés par sondage. Ils ont relevé plusieurs erreurs dans les calculs permettant la détermination de la fréquence de contrôle de certaines zones sensibles : - concernant la zone sensible relative à la corrosion par aération différentielle issue de la note d'étude relative à la famille des échangeurs APG011RF, le SIR a pris en compte une énergie libérable « moyenne », alors que pour l'ensemble des autres zones sensibles, l'énergie libérable prise en compte était « élevée » ; - concernant la zone sensible I2 relative à un risque de corrosion-érosion issue de la note d'étude relative aux bâches alimentaires ADG, en fonction des différents critères, le risque final de défaillance devant être pris en compte doit être de 4, alors que le SIR a retenu un risque final de défaillance à 3. Cette différence implique une périodicité de contrôle fixée tous les 3 arrêts, alors qu'elle devrait être réalisée tous les deux arrêts. Le contrôle par sondage effectué par les inspecteurs a concerné un très faible pourcentage des plans d'inspections rédigés selon le guide en référence [4], et pour autant, il a mis en évidence des erreurs pouvant affecter la périodicité de contrôle de zones sensibles. Or, la rédaction des plans d'inspections fait l'objet d'un contrôle et d'une approbation. A.1.1 Pour les futurs plans d'inspection, je vous demande de définir une méthodologie de contrôle et d'approbation de ces plans permettant d'identifier les erreurs notamment associées à la périodicité de contrôle des zones sensibles. A.1.2 Concernant les plans d'inspections déjà rédigés selon le guide indice 2 (environ 450 d'après vos représentants), je vous demande de définir une méthodologie de recontrôle visant à vous assurer de l'absence d'erreur concernant les périodicités de contrôle des zones sensibles définies. ## Doctrine Concernant Les End1 Le guide en référence [4] prévoit, dans le cadre de la détermination du niveau de risque final de défaillance, de se reporter au « guide pour le choix des méthodes de contrôle des matériaux et équipements » référencé DT75. Ce guide permet d'évaluer la capacité de détection d'un défaut donné pour un END donné. Néanmoins, pour certains END, ce document peut indiquer une capacité de détection M (Moyen) et TB (Très bon). Les inspecteurs ont relevé que lorsque cette situation se présentait, vos représentants ont parfois retenu dans les plans d'inspections une capacité de détection TB (par exemple sur la note d'étude relative à la famille des échangeurs APG011RF) et parfois une capacité de détection M (par exemple sur la note d'étude relative aux bâches alimentaires ADG). A.1.3 Je vous demande de définir une doctrine concernant les END pour lesquels la DT75 ne définit pas un seul niveau de capacité de détection. ## Mise À Jour Des Plans D'Inspection Selon le point 5.1.3.3 de l'annexe 1 à la décision [3], il incombe au service d'inspection reconnu (SIR) d'élaborer, de mettre en œuvre et de réviser les plans d'inspection des équipements sous pression (ESP). À cet effet, le service d'inspection doit disposer d'une procédure de révision des plans d'inspection (PI) et la mettre en œuvre. Le guide [4] précise respectivement en son paragraphe 3.5 qu' « après chaque action de surveillance définie dans le PI (inspection périodique, requalification périodique, contrôle de zone sensible), […], le SIR se prononce sur la nécessité de réviser le PI. Les modifications des équipements ou des conditions d'exploitation des équipements donnent également lieu à une telle analyse. Le délai de révision du PI ne dépasse pas 12 mois. Lors de la parution d'un nouvel indice ou d'un nouveau guide spécifique (prise en compte du REX), […] le délai de révision du PI ne peut dépasser 18 mois après réception du guide spécifique. Une montée d'indice du guide professionnel d'élaboration des PI ou d'un CTP, donne également lieu à une telle analyse. Dans ce cas, le délai de révision des PI est de 18 mois par défaut, sauf autre délai précisé dans la décision d'approbation du guide professionnel ou du CTP ». Les inspecteurs ont consulté le fichier recensant les bordereaux de modifications des PI. Ils ont relevé vingt plans d'inspection dont la mise à jour était en retard. Vos représentants ont indiqué que pour la plupart de ces plans d'inspections, ceux-ci avaient été mis à jour, contrairement au tableau de suivi. ## A.1.4 Je Vous Demande : - de prendre les dispositions permettant de respecter systématiquement les délais de révision fixés par le guide [4] concernant la création et la mise à jour des plans d'inspection des équipements ; - de définir des modalités de suivi du tableau de recensement des plans d'inspection à mettre à jour, permettant d'avoir une vision fidèle à la réalité. ## Désignation Des Personnes Compétentes L'arrêté en référence [2] prévoit que « le personnel chargé de l'exploitation et celui chargé de la maintenance d'équipements sont informés et compétents pour surveiller et prendre toute initiative nécessaire à leur exploitation sans danger. Pour les équipements répondant aux critères de l'article 7, le personnel chargé de l'exploitation est formellement reconnu apte à cette conduite par l'exploitant et périodiquement confirmé dans cette fonction ». Pour répondre à cette exigence, vous avez précisé dans votre note en référence [6] que l'habilitation est renouvelée tous les ans et délivrée aux agents du service conduite sur la base d'un cursus de professionnalisation initiale, de formations, de recyclage et de l'expérience professionnelle et de l'évaluation annuelle du niveau de compétence répond aux exigences de l'article 5 de l'AM du 20 novembre 2017. Il n'y a pas d'habilitation spécifique relative à l'exploitation des ESP ». Ainsi, la reconnaissance initiale et son renouvellement sont effectués par le chef du service conduite et non par l'exploitant. Or, si la confirmation périodique peut être réalisée par une personne autre que l'exploitant, la reconnaissance de l'aptitude du personnel doit être réalisée par l'exploitant. ## A.2 Je Vous Demande : - pour les personnes nouvellement habilitées au service conduite, de réaliser leur reconnaissance initiale par l'exploitant ; - de modifier votre procédure précitée pour prendre en compte cette exigence. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Evaluation Des Besoins En Personnel La décision [3] précise les exigences en matière de bon fonctionnement du service d'inspection : « 5.2.7. […] Le chef du service inspection réalise périodiquement une analyse de l'activité. À partir de cette analyse et des connaissances et compétences techniques nécessaires au bon fonctionnement du service inspection, il identifie les besoins en personnel du service, prévoit les moyens nécessaires et propose au chef d'établissement la désignation des personnes compétentes pour assurer les activités du service inspection. Ces éléments font l'objet d'enregistrements ». Les inspecteurs ont consulté la note de dimensionnement en référence [7], couvrant la période 20212024. Ils se sont notamment intéressés aux activités prévues sur l'année 2021 au titre de la mise à jour des plans d'inspections selon le guide en référence [4]. Ils ont relevé que la note prévoyait pour l'année 2021 la mise à jour de 256 plans d'inspections de récipients et de 413 de tuyauteries. Vos représentants ont indiqué avoir mis à jour 150 plans d'inspections récipients et 330 plans d'inspections tuyauteries sur l'année 2021. Interrogés par les inspecteurs sur ce retard, vos représentants ont indiqué avoir changé de stratégie quant aux mises à jour des plans d'inspection qui étaient désormais réalisées par campagne en fonction des arrêts de réacteurs prévus, et donc qu'ils seraient tous mis à jour pour le 31 décembre 2024. Les inspecteurs ont également interrogés vos représentants sur l'estimation des besoins en personnel nécessaire pour intégrer les nouvelles exigences issues de la mise à jour du 23 décembre 2021 de la décision BSEI en référence [3]. Ceux-ci ont indiqué n'avoir pas encore analysé cette charge. B.1 Je vous demande de mettre à jour la note de dimensionnement du SIR suite notamment à la mise à jour de la BSEI N°13-125 et au changement de stratégie opérée pour la mise à jour des plans d'inspection selon le guide en référence [4]. ## Autorisation De Mise En Service Conditionnelle De L'Équipement 4Str051Tx Les inspecteurs se sont intéressés à l'incident déclaré au mois de mai 2020 concernant l'équipement 4STR051TX. Suite à des fuites en fonctionnement, le taux de bouchage de tubes s'est retrouvé supérieur au taux de bouchage maximal indicatif précisé par le guide d'entretien et d'exploitation. Le SIR avait conditionné la remise en service de l'équipement à la mise en place d'une consigne temporaire d'exploitation (CTE) demandant le suivi de différents paramètres afin d'identifier au plus tôt une nouvelle fuite de faisceau. Les inspecteurs ont interrogés vos représentants sur la surveillance réalisée par le SIR de la bonne application de la CTE, et s'il était possible de consulter les relevés des différents paramètres contrôlés par le service conduite. Vos représentants ont indiqué qu'aucune surveillance particulière n'avait été effectuée, et n'ont pu présenter le suivi des paramètres devant être effectué par le service Conduite dans le cadre de la CTE le jour de l'inspection. Les inspecteurs ont également relevé que la CTE ne précisait pas les seuils des différents paramètres permettant une identification rapide d'une éventuelle fuite de faisceau. A noter que le jour de l'inspection, l'équipement était en cours de remplacement, et que la CTE n'était donc plus opérationnelle. ## B.2 Je Vous Demande : - de justifier de la bonne mise en œuvre de la CTE entre mai 2020 et fin 2021 ; - de définir, pour les prochaines mises en service conditionnelles, des modalités de surveillance afin de s'assurer du suivi des demandes du SIR. ## Corrosion Sous Calorifuge De L'Équipement 3Deg031Rf Les inspecteurs ont interrogés vos représentants concernant la déclaration BSEI effectuée en août 2021 relative à un incident survenue sur l'équipement 3DEG031RF. Lors d'un décalorifugeage, il a été identifié des pertes d'épaisseur du fait d'un phénomène de corrosion sous calorifuge. A certains endroits, l'épaisseur résiduelle était insuffisante pour garantir la tenue à la pression de l'assemblage. Pour autant, la déclaration BSEI indiquait qu'aucune modification du plan d'inspection n'était nécessaire, puisque ce mode de dégradation était déjà pris en compte dans le cahier technique professionnel. Pour autant, le plan d'inspection ne prévoit pas de décalorifugeage systématique sur ce type d'équipement. Interrogés par les inspecteurs sur la mise en place dans le plan d'inspection d'un décalorifugeage à une fréquence déterminée, éventuellement sur un équipement témoin, vos représentants ont répondu par la négative. Ils ont cependant précisé qu'une campagne de remplacement de la technologie de calorifuge était en cours sur ces équipements, afin de mettre en œuvre une technologie de type « armaflex », limitant d'après eux le risque de corrosion sous calorifuge puisque ce système d'isolant est collé sur la structure, mais rendant de ce fait très difficile le décalorifugeage. Les inspecteurs se sont alors rendus sur les équipements DEG2 du réacteur n°1. Ils ont relevé que sur un des groupes froids disposant d'un système isolant de type armaflex, de l'eau issue de la condensation était présent sous l'isolant, pouvant ainsi générer également une corrosion de type corrosion sous calorifuge. B. 3 : Je vous demande de justifier de la pertinence des actions de contrôle et de surveillance mises en œuvre au titre du plan d'inspection relatif aux groupes froids du système DEG, afin d'identifier et de suivre les pertes d'épaisseurs dues à un phénomène de corrosion sous calorifuge avant l'atteinte de l'épaisseur minimale de tenue à la pression de l'équipement. ## Dé-Calorifugeage Par Sondage Le guide en référence [4] prévoit que pour les équipements eau/vapeur installés dans un même local, on peut procéder seulement au dé-calorifugeage d'un équipement représentatif de l'état des équipements situés dans ce local. Le choix de cet équipement est effectué par le SIR, à partir du retour d'expérience local. Il est admis de le définir par rotation. Dans la note locale de déclinaison du guide, en référence [5], vous avez précisé que « pour les récipients calorifugés situés dans un même local, il est permis de ne déposer le revêtement calorifuge que sur un seul d'entre eux, dit récipient représentatif, tous les 36 ans ». B.4 Je vous demande de justifier que l'ensemble des équipements calorifugés du CNPE de Paluel sont bien des équipements eau/vapeur. ## Rapport D'Inspection Des Accumulateurs Oléopneumatiques Lors de la visite de surveillance du SIR réalisée en 2021, les inspecteurs avaient relevé que le document présenté et intitulé « Compte rendu d'inspection périodique des accumulateurs et des soupapes de sécurité » n'était pas conforme et correspondait à une simple visite de l'équipement. Ce modèle de rapport prêtait donc à confusion et semblait être utilisé pour l'ensemble des contrôles (visite, contrôle, vérification et révision) réalisés sur l'accumulateur oléopneumatique. Les inspecteurs vous avaient donc demandé une modification des modèles des contrôles réalisés sur les accumulateurs oléopneumatiques. Les inspecteurs ont donc souhaité consulter le contrôle annuel suivant réalisé sur les accumulateurs oléopneumatiques. Vos représentants ont indiqué que celui-ci était prévu à la fin du mois de février 2022. B.5 Je vous demande de me transmettre dès réalisation le compte-rendu du contrôle annuel des accumulateurs oléopneumatiques ## 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 Gaëtan LAFFORGUE-MARMET
INSSN-LYO-2022-0368	Lyon, le 7 mars2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-009095 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-2022-0368 du 16/02/2022. Thème : Suivi en service des équipements sous pression et équipements sous pression nucléaires Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB [3] Arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection [4] Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples ## 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 16 février 2022 sur le thème du suivi en service des équipements sous pression. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection du 16 février 2022 avait pour principal objectif de vérifier le respect des dispositions en matière de suivi en service des appareils à pression. Les inspecteurs ont dans un premier temps examiné le respect de vos engagements pris en réponse à de précédentes inspections sur ce thème. Ils se sont intéressés à votre organisation en matière de suivi en service d'équipements sous pression (ESP) et d'équipements sous pression nucléaires (ESPN) exploités dans l'atelier TU5 et l'usine W, dans le périmètre de l'installation nucléaire de base n°155. Ils ont consulté les dossiers d'exploitation de plusieurs équipements afin de vérifier le respect des exigences réglementaires. Il ressort de cette inspection que des progrès ont été réalisés dans la rigueur du pilotage des opérations de suivi en service des appareils à pression. Les engagements pris par l'exploitant à la suite de l'inspection de 2021 sur ce thème ont, pour la plupart, été tenus. Néanmoins, des actions correctives sont encore nécessaires afin de rendre totalement conformes les contrats envers les organismes habilités dans le cadre de leurs contrôles régaliens. Les actions initiées dans le domaine de la formation et de l'habilitation du personnel intervenant sur des appareils à pression sont à finaliser. Au sens de la réglementation relative à la sûreté des installations, la traçabilité de la nature des contrôles effectués sur les éléments importants pour la protection (EIP), sous la responsabilité de l'exploitant, est à renforcer. Enfin, certaines corrections, identifiées par les inspecteurs dans les dossiers d'exploitation des équipements, sont à réaliser. ## A. Demandes D'Actions Correctives Contrats Envers Les Organismes Habilités L'article R557-4-2.4 de [1] dispose que « L'organisme et son personnel accomplissent les activités mentionnées à l'article L. 557-31 avec la plus haute intégrité professionnelle et la compétence technique requise dans le domaine spécifique et sont à l'abri de toute pression ou incitation, notamment d'ordre financier, susceptibles d'influencer leur jugement ou les résultats de leurs travaux d'évaluation de la conformité, en particulier de la part de personnes ou de groupes de personnes intéressés par ces résultats ; ». De plus, quant à la surveillance des intervenants extérieurs, l'article 2.2.2.II de l'arrêté [2] dispose que « Ne sont toutefois pas soumis à cette surveillance les organismes ou laboratoires indépendants de l'exploitant, habilités, agréés, délégués, désignés, reconnus ou notifiés par l'administration, lorsqu'ils réalisent les contrôles techniques ou évaluations de conformité prévus par la réglementation. (…) Pour ces activités, les contrats qui lient l'exploitant et l'organisme sont spécifiques. ». Les inspecteurs ont souhaité consulter les contrats qui vous lient avec les organismes habilités réalisant des contrôles régaliens de vos ESP et ESPN. Vos représentants ont indiqué qu'Orano CE n'avait pas de relation contractuelle directe avec les organismes habilités dans ce domaine, sa gestion opérationnelle étant confiée à un sous-traitant. Les inspecteurs ont donc consulté les contrats qui vous lient avec votre sous-traitant, ainsi que les contrats entre celui-ci et les organismes habilités afin de vérifier le respect des dispositions réglementaires précitées. Les inspecteurs ont noté que des commandes spécifiques pour la réalisation de contrôles régaliens sur des ESP ou ESPN ont été mises en place depuis fin 2021 entre Orano CE et son sous-traitant de maintenance. Néanmoins, ils ont notamment relevé que la commande n° 40104652 du 2 juillet 2021, relative aux activités régaliennes de 2022 et 2023, mentionnait que votre sous-traitant reconnaissait avoir pris connaissance des conditions générales d'achat simplifiées (n° PO ORN LEG GEN 3 édition 2018). Or celles-ci prévoient, au paragraphe 6.1.2.1, des pénalités financières en cas de non-respect des délais contractuels. Par ailleurs, cette commande prévoit également, en son paragraphe 6, que votre sous-traitant « s'engage à faire des propositions d'économie et à optimiser les moyens mis en œuvre ». Ces dispositions, par l'intermédiaire de votre sous-traitant, constituent une pression susceptible d'influencer le jugement ou les résultats d'évaluation de la conformité demandée aux organismes habilités. Les inspecteurs ont noté que des commandes spécifiques ont également été établies pour les activités régaliennes sur les ESP et ESPN entre votre sous-traitant et un organisme habilité. Néanmoins, ils ont relevé que la commande n° 21010089 du 29 décembre 2021, relative aux inspections régaliennes de tuyauteries et récipients sous pression, mentionnait la date de redémarrage de l'atelier concerné et que l'organisme « doit tenir compte de ce redémarrage et en respecter les délais ». Il y figure également que celuici doit remettre « un compte-rendu final 2 jours après la fin de son intervention ». Comme précédemment, ces dispositions constituent une pression sur l'organisme habilité. Enfin, les modalités d'exécution de cette commande prévoient au paragraphe 8.2 qu'« Afin de s'assurer de la conformité des actions du fournisseur aux exigences définies dans la commande, celui-ci ne pourra pas s'opposer à la pratique de l'audit fournisseur réalisé en conformité avec les lignes directrices de la norme ISO 19011 ». Ces dispositions sont contraires aux exigences de l'article 2.2.2.II de [2] précitées. Demande A1 : Je vous renouvelle ma demande de respecter les dispositions du code de l'environnement en [1] et de l'arrêté en [2] dans les contrats avec les organismes habilités pour les contrôles régaliens de vos ESP et ESPN. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'aucune surveillance n'avait été réalisée sur la façon dont votre sous-traitant traduit les exigences réglementaires précitées dans ses contrats avec les organismes. Comme indiqué en inspection, il est de votre responsabilité d'exploitant de veiller à ce que les organismes habilités qui réalisent des évaluations de conformité au sein de vos installations soient à l'abri de toute pression ou incitation susceptibles d'influencer leur jugement et que, dans cet objectif, ils ne soient pas soumis à une surveillance. Vous avez fait le choix de confier à un intervenant extérieur l'organisation des contrôles régaliens réalisés par des organismes habilités. Aussi, il est de votre responsabilité de surveiller ce sous-traitant afin de vous assurer que les organismes habilités puissent effectuer leurs missions dans les conditions conformes à la réglementation. Demande A2 : Je vous demande de réaliser la surveillance de l'intervenant extérieur en charge des liens contractuels avec les organismes habilités afin de vous assurer que leurs contrôles sont effectivement réalisés dans les conditions de ma demande A1. ## Formation Et Habilitation Du Personnel L'article 5 de l'arrêté [4] dispose que « Pour les équipements répondant aux critères de l'article 7, le personnel chargé de l'exploitation est formellement reconnu apte à cette conduite par l'exploitant et périodiquement confirmé dans cette fonction. ». A la suite de l'inspection du 24 février 2021, l'ASN vous avait demandé de respecter les exigences de l'article précité, notamment pour la conduite de vos générateurs de vapeurs, appareils à couvercle amovible à fermeture rapide (ACAFR) et récipients dont le produit PS.V est supérieur à 10000 bar.l. Le 16 février 2022, vos représentants ont présenté aux inspecteurs les actions mises en place pour répondre à ces exigences. Les inspecteurs estiment que, pour la conduite des générateurs de vapeurs, votre gestion de la formation, de la reconnaissance de l'aptitude du personnel et de sa confirmation périodique dans cette fonction est satisfaisante. Cependant, vos représentants leur ont indiqué que cette gestion n'était pas effectuée de la même manière pour la conduite des autres équipements relevant de l'article 7 de l'arrêté [4]. Ainsi, vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs les éléments sur lesquels se basent la reconnaissance de l'aptitude à la conduite des ACAFR de vos opérateurs. En effet, une formation a été dispensée à quatre des cinq chefs de quart. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs comment ces derniers avaient ensuite assuré la formation de l'ensemble des opérateurs et sur quels éléments ils s'étaient basés pour prononcer leur aptitude. Contrairement à l'habilitation intitulée « conduite sur chaufferies vapeur », l'aptitude relative aux autres équipements cités à l'article 7 de l'arrêté [4] ne figure pas dans les fiches d'habilitation individuelle de vos personnels et ni la durée de cette habilitation, ni les moyens de sa confirmation, ne sont définis. Demande A3 : Je vous demande de finaliser la mise en place et de renforcer la traçabilité de la gestion de l'aptitude de votre personnel à la conduite de l'ensemble des équipements répondant aux critères de l'article 7 de l'arrêté [4]. ## Listes D'Équipements A la suite de l'inspection du 24 février 2021, l'ASN vous avait demandé de prendre des dispositions vous permettant de disposer de listes robustes d'ESP et d'ESPN. En réponse, par votre courrier du 9 juillet 2021 (ref. TRICASTIN-21-014876/D3SE-PP/SEO), vous vous étiez engagé au « déploiement d'une sensibilisation aux exigences de suivi des interventions sur les équipements ESP/ESPN ». Les inspecteurs ont consulté les supports de cette sensibilisation réalisée en mai 2021 et adressée aux intervenants de maintenance principalement. Ils ont relevé que celle-ci excluait les ESPN. Demande A4 : Je vous demande de respecter l'engagement n°9 de votre courrier du 9 juillet 2021 en intégrant les ESPN dans vos actions visant à assurer un suivi rigoureux de vos listes d'équipement. ## Equipements De L'Ancien Réseau D'Air De L'Atelier Em3 A la suite de l'inspection du 24 février 2021, l'ASN vous avait demandé de régulariser la situation des équipements sous pression du réseau d'air de l'atelier EM3. En réponse, par votre courrier du 9 juillet 2021 (ref. TRICASTIN-21-014876/D3SE-PP/SEO), vous avez indiqué à l'ASN avoir apposé un étiquetage sur les plaques réglementaires des récipients précisant que ces équipements étaient au chômage. Vous avez également précisé dans la liste des ESP ainsi que dans les dossiers d'exploitation des équipements concernés que ceux-ci étaient au chômage. Toutefois, le jour de l'inspection, vos représentants ont indiqué que ces équipements avaient été définitivement arrêtés et retirés de la liste des ESP. Néanmoins, une photo de l'équipement portant le repère fonctionnel 591.10.30RF1105, présente dans son dossier d'exploitation, montrait que tous les marquages de sa plaque réglementaire étaient encore lisibles et qu'un étiquetage « Equipement au chômage » y était apposé. Les inspecteurs ont indiqué que cette situation n'était pas satisfaisante. Lorsqu'un ESP est retiré du service, les règles de l'art veulent qu'il soit démantelé ou percé afin qu'en aucun cas il ne puisse être remis sous pression. En effet, les actions de suivi en service de l'équipement étant interrompues, sa sécurité sous pression n'est plus garantie. Si l'équipement est laissé en l'état, ce qui est le cas des équipements de l'ancien réseau d'air d'EM3, et bien que celui-ci soit consigné l'exploitant doit prendre des dispositions robustes pour qu'en aucune façon il ne puisse être considéré comme apte à être remis sous pression. En tout état de cause, la confusion entre mise en chômage et arrêt définitif doit être exclue par la neutralisation irréversible de leur marquage réglementaire. Demande A5 : Je vous renouvelle ma demande de régulariser la situation des équipements sous pression de l'ancien réseau d'air de l'atelier EM3. ## Contrôle Des Eip Sous La Responsabilité De L'Exploitant L'article 2.5.6 de l'arrêté [2] dispose que « Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. ». Selon le document TRICASTIN-17-014373 version 3.0 intitulé « Fiche EIP n°12 : condenseurs, échangeurs de chaleur et refroidisseurs », vous classez l'ESP portant le repère fonctionnel 594-5050RE19 comme EIP, au sens de l'arrêté [2]. L'inspection périodique de cet équipement est l'exigence définie 12.4.6.2 d'une activité que vous classez activité importante pour la protection (AIP), au sens de l'arrêté [2]. Cet ESP est un échangeur constitué d'un faisceau tubulaire et d'une calandre. Les inspecteurs ont souhaité connaître la nature des contrôles effectués sur la partie faisceau tubulaire durant l'inspection périodique de septembre 2019. Vos représentants n'ont pas été en mesure de fournir cette information. Vous avez confié la réalisation de l'inspection périodique de l'ESP portant le repère fonctionnel 59450-50RE19 de septembre 2019 à une personne compétente, comme le prévoit l'article 17.I de l'arrêté [4]. Vos représentants ont indiqué que cette personne, comme le prévoit la réglementation pression, avait les compétences pour déterminer la nature des contrôles à effectuer. Ils ont souligné que cette personne était un expert d'un organisme habilité. L'inspection périodique évoquée est une inspection réalisée sous la responsabilité de l'exploitant, ce qui justifie que vous désigniez la personne compétente. Dans ce cas, l'expert n'intervient pas en tant qu'organisme habilité mais en qualité de sous-traitant. Effectué sous votre responsabilité, les conditions de réalisation de ce contrôle doivent répondre aux exigences de l'arrêté [2]. Vous devez donc être en mesure de démontrer a posteriori le respect des exigences définies de l'AIP concernée par ce geste, ainsi que le maintien de la qualification de l'EIP. Les inspecteurs considèrent que votre documentation doit permettre d'assurer la traçabilité de la nature et des caractéristiques des examens et vérifications réalisés lors de l'AIP n°6 « Contrôles et essais périodiques » sur les ESP classés EIP. Le compte-rendu d'inspection périodique n°7234025/S7.6.1rev1.IP présenté aux inspecteurs mentionne uniquement les conclusions de visites comme « satisfaisant ». Il ne répond ni à la question des inspecteurs ni aux exigences précitées. ## Demande A6 : Je Vous Demande De Mettre En Place La Documentation Ainsi Que La Traçabilité Permettant De Vérifier A Posteriori Le Respect Des Exigences Définies Des Aip Portant Les Contrôles Et Essais Périodiques Des Esp Et Espn Classés Eip. L'article 2.5.3 de l'arrêté [2] dispose que « Chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique, assurant que: - l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour les éléments importants pour la protection concernés ; - les actions correctives et préventives appropriées ont été définies et mises en œuvre. ». Vos représentants ont déclaré aux inspecteurs qu'il n'était pas réalisé de contrôle technique de l'AIP n°6 « Contrôles et essais périodiques » sur les ESP classés EIP. Ils leur ont indiqué que l'ASN avait insisté sur l'interdiction de surveillance des organismes habilités et qu'il n'était donc pas mis en place de contrôle de l'expert ayant procédé à l'inspection périodique précédemment évoquée. Les inspecteurs ont, comme précédemment, explicité la différence entre une intervention d'une personne compétente sous la responsabilité de l'exploitant et une opération régalienne réalisée sous la responsabilité d'un organisme habilité par l'administration à cet effet. L'inspection périodique de l'ESP portant le repère fonctionnel 594-50-50RE19, constitue un contrôle périodique classé AIP selon votre référentiel, se trouve donc dans le premier cas : elle doit faire l'objet d'un contrôle technique tel que défini par l'arrêté [2]. Demande A7 : Je vous demande de réaliser le contrôle technique des AIP portant les contrôles et essais périodiques réalisés sous votre responsabilité des ESP et ESPN classés EIP. ## Suivi En Service Des Esp Et Espn Le point 1 de l'annexe V de l'arrêté [3] dispose que les documents attestant du réglage des accessoires de sécurité des ESPN soient présents dans leur dossier descriptif. Les inspecteurs ont relevé que ces éléments n'étaient pas versés au dossier de l'ESPN portant le repère fonctionnel C1-594-40-20RF03. Vos représentants ont retrouvé durant l'inspection les documents correspondants et les ont intégrés au dossier. Les inspecteurs ont par ailleurs noté que, pour constituer les dossiers d'exploitation des ESPN, vous utilisez une pochette correspondant à un dossier d'exploitation d'ESP mentionnant l'arrêté du 20 novembre 2017 en [4]. Les inspecteurs attirent votre attention sur le fait que les arrêtés [4] et [3], relatifs respectivement aux ESP et aux ESPN, ont des exigences légèrement différentes en la matière. Demande A8 : Je vous demande d'intégrer les documents attestant du réglage des accessoires de sécurité des ESPN dans le dossier descriptif de l'équipement. Les inspecteurs se sont intéressés au groupe froid portant le repère fonctionnel 591-EM3-10-30LC91. Cet ensemble comporte plusieurs ESP, dont des compresseurs. Les inspecteurs ont relevé des incohérences relatives aux pressions maximales admissibles (PS) des différents équipements. La liste des équipements mentionne que les équipements dont la PS est de 31,1 bar seraient protégés par un pressostat dont le seuil de déclenchement est de 44,5 bar. En outre, ces équipements sont des compresseurs qui, par nature, sont supposés générer la haute pression et devraient, en toute logique, avoir la PS maximale de l'ensemble. De plus, les éléments de réglage du pressostat figurant dans le dossier d'exploitation mentionnent un étalonnage à 45,5 bar. 6 Demande A9 : Je vous demande de clarifier la situation de cet ensemble et de corriger les incohérences relatives aux PS des différents ESP constitutifs du groupe froid repéré 591-EM310-30LC91. L'arrêté [4] dispose en son article 17.II qu'un compte-rendu d'inspection périodique soit établit par la personne ayant réalisé l'inspection, daté et signé. Les inspecteurs ont relevé que votre liste d'ESP fait apparaître différentes dates d'inspection périodique pour l'équipement portant le repère fonctionnel 594-40-10MB01, correspondant selon vos représentants aux dates de visites des différents compartiments. Un ESP, même multi-compartimenté, ne doit avoir qu'une seule date d'inspection périodique correspondant à la date de conclusion du compte-rendu précité. De même, les inspecteurs ont noté que votre liste d'ESP mentionne « Equipement non soumis à l'AM du 20 Novembre 2017 » pour un des compartiments de l'équipement portant le repère fonctionnel 594-50-50RE19. L'arrêté [4] s'applique à l'équipement, même si ses exigences peuvent être différentes selon les compartiments. Demande A10 : Je vous demande d'assurer le suivi réglementaire des équipements multi-compartimentés comme un ESP unitaire, tel que prévu par l'arrêté [4]. Les inspecteurs ont consulté le dossier d'exploitation de l'ESP portant le repère fonctionnel C1-59110-30RT11, dénommé autoclave EM3. Ils ont observé que cet équipement avait fait l'objet d'une évaluation de conformité après intervention. Son l'attestation est référencée 7234025/S25.35.5.RAP du 24 février 2020 et porte sur la « présence d'organes d'isolements en amont des pressostats de sécurité des portes ACAFR ». Ils ont noté que la vérification finale du contrôle après intervention de cette modification e notable n'avait pas compris d'épreuve hydraulique, contrairement aux dispositions de l'article 28.VII de l'arrêté [4]. Vos représentants ont justifié l'absence de réalisation d'épreuve par l'application de la décision BSERR 16-037 du 10 mars 2016 qui permet, dans certains cas, la réalisation d'un contrôle après intervention selon les dispositions du 4ème alinéa du §3 de l'article 30 de l'arrêté du 15 mars 2000, c'està-dire potentiellement sans épreuve dans certaines configurations. Les inspecteurs considèrent que le dossier d'intervention aurait dû comporter les éléments permettant de démontrer l'acceptabilité d'un contrôle sans épreuve pour l'évaluation de sa conformité au regard de l'intervention envisagée. Demande A11 : Je vous demande de veiller à intégrer aux dossiers d'intervention notable sur vos ESP les éléments démontrant l'acceptabilité des modalités de contrôles après intervention réalisées quand celles-ci constituent une exception au cas général des exigences de l'arrêté [4]. Les inspecteurs ont consulté le dossier d'exploitation de l'ESP associé au repère fonctionnel 594-5050RE19. Ils ont relevé que ce dossier était particulièrement confus en raison des remplacements relativement fréquents de son faisceau tubulaire : références et dates de fabrication barrées, parties concernant le suivi en service des éléments démantelés raturées, informations remplies au crayon à papier, etc… Demande A12 : Je vous demande de clarifier le dossier d'exploitation de l'ESP repéré 594-5050RE19. Les inspecteurs se sont intéressés à l'accessoire de sécurité référencé « Soupape Bradley major 5071.56 » par son fabriquant, protégeant l'ESP portant le repère fonctionnel 591L30-20-30RE03. Ils ont relevé que vous aviez procédé à la modification du tarage de cette soupape, ultérieurement à la déclaration de conformité établie par son fabriquant. Cette opération nécessite de retirer le plombage de la soupape. Hors, sa notice d'instruction (ref « DESP/ATEX-NI-2 Rév : 2 Mai 2010 ») indique qu'en cas de détérioration de cet élément, la soupape doit être déposée et ses paramètres de fonctionnement vérifiés par le constructeur. Dans le respect de la notice du fabricant, vous auriez dû vous assurer auprès de lui de l'acceptabilité de cette opération. Demande A13 : Je vous demande de vous assurer auprès du fabricant que le retarage de cette soupape ne présente pas de particularité vis-à-vis du risque de dysfonctionnement. ## B. Demandes D'Informations Complementaires 7 Suivi En Service Des Appareils À Pression Dans le cadre du renforcement de la rigueur du suivi des opérations de maintenance sur vos ESP et ESPN vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'un mode opératoire d'intervention sur les accessoires de sécurité des appareils à pression allait être mis en place. Celui-ci était en cours de validation le jour de l'inspection et n'a pas pu être présenté. Demande B1 : Je vous demande de me transmettre le mode opératoire d'intervention sur les accessoires de sécurité des appareils à pression lors de son entrée en vigueur. Les inspecteurs ont consulté le plan de contrôle (ref. TRICASTIN-19-016943) de l'ESP portant le repère fonctionnel C1-591-10-30RT11, dénommé autoclave EM3. En application de l'article 16.II de l'arrêté [4], vous avez utilisé le guide AQUAP 2005-01 relatif aux inspections réglementaires des équipements sous pression revêtus extérieurement et/ou intérieurement, pour définir les modalités de réalisation de l'inspection périodique de cet équipement. Votre plan de contrôle définit ainsi les zones à décalorifuger. Pour le contrôle de la soudure entre le couvercle amovible de l'équipement et son système de fixation, votre plan ne requiert le retrait que d'un pétale de calorifuge en partie basse, ne permettant le contrôle visuel que d'une partie limitée de cette soudure. Les inspecteurs s'interrogent sur la suffisance et la représentativité de ces modalités au regard des modes de dégradation potentiels. Demande B2 : Je vous demande de démontrer l'adéquation du plan de contrôle des ESP dénommés « autoclaves EM3 » par rapport au risque d'apparition d'un mode de dégradation de la soudure entre leur couvercle amovible et leur système de fixation. ## C. Observations Les inspecteurs attirent votre attention sur le fait que les exigences de l'article R557-4-2.4 de [1] et 2.2.2.II de l'arrêté [2], portant sur les relations entre les exploitants et les organismes habilités, ne concernent pas que le domaine des ESP et ESPN. En consultant le document dénommé « Cahier des conditions techniques particulières » (ref TRICASTIN-15-006011 version 2.0) relatif aux contrats de maintenance globale des installations de la chimie de l'uranium et de la conversion UF6, il leur a semblé que les dispositions particulières prises pour satisfaire ses exigences ne s'appliquaient qu'aux ESP et ESPN. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint à la chef de la division Signé par : Eric ZELNIO 8
INSSN-LIL-2022-0339	Référence courrier : CODEP-LIL-2022-008598 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité B. P. 149 59820 GRAVELINES Lille, le 15 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Gravelines - INB n° 96 Inspection INSSN-LIL-2022-0339 effectuée le 11 février 2022 Thème : "Essais décennaux dans le cadre de la quatrième visite décennale (VD4) du réacteur 1 de Gravelines" Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence [1], une inspection a eu lieu le 11 février 2022 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème "essais décennaux dans le cadre de la quatrième visite décennale (VD4) du réacteur 1 de Gravelines". Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection Dans le cadre du suivi des quatrièmes réexamens périodiques des réacteurs de 900 MWe, l'ASN a défini un plan de contrôle établi sur la base de deux objectifs du réexamen périodique prévu 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. L'inspection du 11 février 2022, réalisée au titre du plan de contrôle précité, a porté sur le contrôle des essais décennaux, prévus par le chapitre IX des règles générales d'exploitation (RGE), réalisés lors de la quatrième visite décennale du réacteur 1 de la centrale nucléaire de Gravelines. L'inspection s'est déroulée sous la forme d'un contrôle à distance. Elle a nécessité la transmission, en préalable, de onze gammes d'essais périodiques décennaux sélectionnées par les inspecteurs et, le jour de l'inspection, sur la présentation des éléments de preuve et explications complémentaires sur les activités réalisées. Au vu de cet examen, quatre gammes n'ont appelé aucun commentaire, et une ne fait pas l'objet de demande d'action à la suite des réponses apportées en inspection. Deux gammes font l'objet de demandes d'actions correctives avant la divergence du réacteur 1 du CNPE de Gravelines ; ces actions concernent l'analyse de l'origine d'une défaillance de l'alarme 1 EAS1 025 AA ainsi que sa remise en conformité, et l'actualisation des gammes d'essais périodiques des services "conduite" (EPC) et "essais" (EPE) de l'essai RIS 150 (essai de décharge des accumulateurs RIS), au regard des valeurs corrigées à la suite d'incohérences détectées par les inspecteurs. Sur ce même essai, une vision globale entre les deux services "essais" et "conduite" semble nécessaire au vu des incohérences. Enfin une meilleure traçabilité est attendue en ce qui concerne des éléments permettant de valider des conditions d'intervention (instrumentation, conditions spécifiques demandées, …), de mieux interpréter certains résultats (heure de certains relevés, capteur utilisé, …) et de vérifier les actions découlant de certains constats (recherche de fuite, …). ## A. Demandes D'Actions Correctives La réalisation des essais périodiques constitue une activité importante pour la protection (AIP) au sens de l'arrêté en référence [2]. L'article 2.5.3. de ce même arrêté prévoit que : "Chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique, assurant que : - l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour les éléments importants pour la protection concernés ; - les actions correctives et préventives appropriées ont été définies et mises en œuvre. Les personnes réalisant le contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accomplie". ## Epc / Epe Ris 150 - Essai De Décharge Des Accumulateurs Ris Les inspecteurs ont examiné les résultats de l'essai périodique EPC RIS2 150 réalisé par le service "conduite" du 20 au 23 décembre 2021, et l'essai périodique EPE RIS 150 réalisé par le service "essais" le 22 décembre 2021. En comparant les deux gammes, les inspecteurs ont relevé des incohérences de valeurs entre les niveaux de la piscine du bâtiment réacteur relevés dans les gammes des services "conduite" et "essais". Après échange avec vos services, il semblerait qu'une des valeurs (19,45m) soit vraisemblablement une erreur. Les autres valeurs notamment pour l'accumulateur 3 ont fait l'objet d'une nouvelle analyse (notamment au regard du phénomène de "vagues") et cette nouvelle analyse aboutirait à des valeurs sensiblement différentes. Demande A1 Je vous demande d'actualiser les gammes d'EPC et d'EPE RIS 150 au regard des valeurs corrigées. Cette actualisation est attendue avant la divergence du réacteur 1 du CNPE de Gravelines, au plus tard. Les inspecteurs ont également interrogés vos représentants sur l'existence d'une vision globale de cet essai entre les deux services, qui semble d'autant plus nécessaire qu'il s'agit d'un essai complexe réalisé tous les 10 ans. Vos représentants ont indiqué que cette vision globale n'existait pas. Au vu des incohérences décelées, celle-ci paraît pourtant nécessaire. Je vous demande de réaliser le retour d'expérience lié à la réalisation de l'essai périodique RIS 150, et de mettre en place les mesures nécessaires pour que les éventuelles incohérences soient détectées et corrigées rapidement, notamment dans le cadre des visites décennales à venir. Les inspecteurs ont également constaté que l'heure à laquelle le relevé de pression après stabilisation était réalisé n'était pas relevée car non prévu dans les gammes correspondantes. En interrogeant les services "conduite" et "essais", ils ont constaté que cette heure n'était pas la même pour les deux services, ce qui rend ce relevé d'autant plus nécessaire pour l'analyse des résultats et permettrait, peut-être, d'expliquer certaines incohérences. Je vous demande de réaliser une traçabilité de l'heure à laquelle les relevés de la pression sont réalisés après stabilisation des accumulateurs. Dans les deux gammes précitées, il est indiqué qu'une baisse de pression de l'ordre de 40 mbar est acceptable après le temps de stabilisation de 48 h des accumulateurs RIS. Dans la gamme conduite, il a été constaté une baisse de 72 mbar pour l'accumulateur 1 RIS 003 BA. Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué que, dans le cadre de cette baisse de pression, une recherche de fuite avait été réalisée et n'avait abouti à aucune découverte de fuite. Néanmoins, cette recherche n'a pas été tracée. Je vous demande de mettre en place une traçabilité systématique des actions menées à la suite d'écarts ou d'anomalies décelés lors des essais périodiques. Les inspecteurs ont également noté que les gammes ne faisaient mention que du capteur d'exploitation 1 RCP 098 MN pour permettre de relever le niveau de la piscine du bâtiment réacteur. Or, vos représentants ont indiqué que celui-ci, utilisé par le service conduite, avait une précision peu adaptée à cet essai, et qu'un autre capteur de niveau de précision beaucoup plus grande était mis en place par le service essais. Il n'est pas fait mention de ce second capteur dans les gammes. Je vous demande de mettre en place une traçabilité de la mise en place d'un second capteur de niveau de la piscine du bâtiment réacteur pour l'EP RIS 150. ## Epc Eas 050 - Essai D'Ouverture Sous Plein Delta De Pression Des Vannes D'Aspersion De L'Enceinte Dans la gamme EPC EAS 050 réalisée du 30 janvier 2022 au 1er février 2022, un commentaire manuscrit situé en page 22/72 (partie 1) indique que l'alarme 1 EAS 025 AA n'est pas apparue. Une demande de travaux (DT) a été ouverte. Celle-ci a été transmise aux inspecteurs mais n'explique pas les raisons de la défaillance. Lors de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure de nous transmettre les éléments sur l'origine de ce fortuit et sur les actions correctives associées. Je vous demande de me transmettre les éléments relatifs à l'origine de ce fortuit et les actions correctives associées, et de me confirmer la remise en service effective de l'alarme 1 EAS 025 AA, au plus tard pour la divergence du réacteur 1 du CNPE de Gravelines. ## Epc Ris 030 - Essai Plein Débit Des Pompes Ris Haute Pression Les inspecteurs ont examiné la gamme EPC RIS 030 réalisée du 7 janvier au 8 janvier 2022. En page 30, la partie dédiée à la remise en configuration normale est raturée et renvoie à une fiche de communication, datée du 7 janvier 2022, relative à l'anticipation du dossier d'amendement aux règles de conduite normale (RCN) dans le cadre de la réalisation de l'EPC RIS 030. Dans cette note, il est indiqué que : "Il est admis de couper temporairement l'injection aux joints des groupes motopompes primaires (GMPP) dans le cadre de la réalisation des essais fluide cuve ouverte (EFCO), sous réserve du respect des conditions suivantes : - tous les organes susceptibles de faire circuler du fluide primaire au travers des lignes de fuites des joints n°1 doivent être fermés et étanches. - la pression en aval du joint n°2 (imposée par la pression du ballon de recueil des effluents primaires RPE3 001 BA) doit être supérieure à 0,8 bars sans toutefois dépasser 1,8 bars) ". Les inspecteurs ont demandé à l'exploitant de fournir les preuves du respect des deux conditions cidessus. Ceux-ci n'ont pas été en capacité de les produire lors de l'inspection. Je vous demande de me transmettre les éléments de preuve du respect des conditions décrites dans la note de communication datée du 7 janvier 2022 relative à l'anticipation du dossier d'amendement aux RCN dans le cadre de la réalisation de l'EPC RIS 030. Dans le cas où ceux-ci ne seraient pas tracés, je vous demande d'établir une traçabilité de ces éléments pour les essais à venir. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Epc / Epe Ris 150 - Essai De Décharge Des Accumulateurs Ris Les inspecteurs ont examiné les résultats de l'essai périodique EPC RIS 150 réalisé par le service "conduite", du 20 au 23 décembre 2021, et l'essai périodique EPE RIS 150 réalisé par le service "essais", le 22 décembre 2021. Dans les deux gammes citées, il est indiqué qu'une baisse de pression de l'ordre de 40 mbar est acceptable après le temps de stabilisation de 48 h des accumulateurs RIS. Dans la gamme conduite, il a été constaté une baisse de 72 mbar pour l'accumulateur 1 RIS 003 BA. Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué que cette baisse ne remettait pas en cause l'essai périodique sans indiquer la limite de baisse maximale de pression pour laquelle l'essai serait remis en cause. Je vous demande de me préciser la limite acceptable pour la baisse de pression après le temps de stabilisation de 48 h des accumulateurs RIS pour laquelle l'essai n'est pas remis en cause. ## Epc Ety 070 - Disponibilité Du Filtre U5 Les inspecteurs ont consulté la gamme EPC ETY 070 réalisée le 25 janvier 2022. Ils ont constaté plusieurs annotations relatives à l'absence d'une condamnation administrative (CA) "intégrité enceinte". Cette absence de condamnation administrative a été expliquée par le fait que le réacteur soit dans l'état "réacteur complétement déchargé (RCD) ". Après échange avec l'exploitant, il s'avère que cet essai est toujours réalisé en RCD. Les inspecteurs se sont donc interrogés sur la pertinence de laisser la référence à la CA "intégrité enceinte" présente dans la gamme. Je vous demande d'analyser la pertinence du maintien de la référence à la CA "intégrité enceinte" présente dans la gamme EPC ETY 070 au regard de la réalisation de l'essai dans l'état "réacteur complétement déchargé". Dans cette même gamme, les inspecteurs ont constaté que la page dédiée à l'instrumentation (validité et précision des capteurs et enregistreurs) n'était pas renseignée. Lors de l'inspection, l'exploitant a transmis aux inspecteurs une feuille remplie, cependant, les dates de validité de l'étalonnage des capteurs de température d'air dans le bâtiment réacteur sont antérieures à l'essai (5, 6 et 7 janvier 2021). L'exploitant a indiqué que l'étalonnage de ces capteurs bénéficiant d'une tolérance concernant la date de contrôle, une vérification devait être réalisée. Je vous demande de me transmettre les éléments attestant de la date de validité de l'étalonnage des capteurs de température d'air dans le bâtiment réacteur utilisés dans le cadre de l'EPC ETY 070. ## Epc Eas 150 - Caractéristiques De La Pompe Eas-U En Injection Primaire Cuve Ouverte Les inspecteurs ont consulté la gamme EPC EAS 150 réalisée du 22 au 23 décembre 2021 et ont constaté, en page 8, que la vanne 1 EAS 131 VB n'avait pas été fermée comme demandé par la gamme. Interrogés sur ce point, vos représentants ont présenté la fiche d'impact système EAS du palier CPY à l'état VD4 (document de classe 3) qui indique que la vanne 1 EAS 131 VB ou la vanne 1 EAS 133 VB doivent être fermées pour la voie A. Dans la gamme, la vanne 1 EAS 133 VB a bien été fermée. Je vous demande de m'indiquer si une mise en cohérence des deux documents est prévue et sous quel délai. ## Epc Sed 030 - Contrôle Du Débit Sed4 011 Et 013 Di Les inspecteurs ont consulté la gamme EPC SED 030 réalisée du 15 au 17 décembre 2020 et ont constaté que cet essai avait été réalisé en tranche en marche, alors qu'il s'agit d'un essai de périodicité décennale (périodicité dite "évènementielle") c'est-à-dire devant être réalisé lors des visites décennales. Vos représentants ont indiqué que ce décalage avait été autorisé par vos services centraux, et ont présenté un mail de justification de ce décalage se basant sur le référentiel applicable sur le palier 1300 MWe. Néanmoins, une justification plus formelle est attendue. Je vous demande de me transmettre les éléments vous permettant de réaliser un essai à périodicité décennale en dehors d'une visite décennale. ## C. Observations C.1 - Les inspecteurs ont remarqué que le volet dédié à l'instrumentation est rarement rempli dans les gammes d'essais de responsabilité du métier conduite. Celui-ci fait pourtant partie de la gamme d'essai et doit, à ce titre, être systématiquement renseigné. C.2 - Les inspecteurs ont constaté que, pour les essais périodiques réalisés par plusieurs équipes, il était fréquent que seule la première équipe signe la page de garde de l'essai. Les inspecteurs rappellent que toutes les personnes intervenant sur l'essai doivent signer la page de garde. Vous voudrez bien me faire part, sous 2 mois, à l'exception des demandes A1, A6 et B3 pour lesquelles des réponses sont attendues avant la divergence du réacteur 1 du CNPE de Gravelines, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L.125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. Le Chef du Pôle INB, Signé par Jean-Marc DEDOURGE
INSSN-LIL-2022-0338	Référence courrier : CODEP-LIL-2022-010790 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité B. P. 149 59820 GRAVELINES Lille, le 28 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Gravelines - INB n° 96 Inspection INSSN-LIL-2022-0338 effectuée le 18 février 2022 Thème : "Complétudes des éléments justifiant l'aptitude à la remise en service des appareils CPP/CSP1" 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] Bilan 110 °C référencé S3P DSA 110 21 001 indice 0 transmis le 15 février 2022 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 18 février 2022 à distance sur le thème "Complétudes des éléments justifiant l'aptitude à la remise en service des appareils CPP/CSP transmis dans le cadre de la quatrième visite décennale (VD4) du réacteur 1 de Gravelines". Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection Dans le cadre du suivi des quatrièmes réexamens périodiques des réacteurs de 900 MWe, l'ASN a défini un plan de contrôle établi sur la base de deux objectifs du réexamen périodique prévu 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. L'inspection du 18 février 2022, réalisée au titre du plan de contrôle précité, a porté sur la réalisation, par sondage, de contrôles documentaires à distance à partir d'une liste d'éléments issus du bilan en référence [3] transmis conformément à l'article 16 de l'arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression. Au vu de cette inspection, les inspecteurs considèrent que la gestion des activités liées au bilan 110 °C transmis [3] est globalement satisfaisante à l'exception de l'affichage d'activités soldées alors que les analyses de premier niveau ne sont pas encore réalisées. Ce point devra faire l'objet d'une attention particulière pour le dossier de demande d'autorisation de divergence et pour les prochains arrêts de réacteurs. De plus, les inspecteurs estiment que la maîtrise de l'activité de maintenance préventive réalisée sur les dispositifs autobloquants (DAB) est perfectible dans son ensemble, l'exploitant ne semblant pas avoir une vision claire de l'état réel des DAB. Certains points ont fait l'objet de demandes de compléments auxquelles l'exploitant a répondu de manière réactive, ces points sont repris en observations. A l'issue de cette inspection, les inspecteurs ont demandé une mise à jour du dossier de bilan 110 °C en référence [3], qui constitue un point bloquant pour la remise en service des appareils CPP et CSP. ## A. Demandes D'Actions Correctives Analyse De Premier Niveau L'article 2.5.1. II de l'arrêté en référence [2] indique 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". L'article 2.5.2.II de ce même arrêté prévoit que : "Les activités importantes pour la protection sont réalisées selon des modalités et avec des moyens permettant de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori. L'organisation mise en œuvre prévoit notamment des actions préventives et correctives adaptées aux activités, afin de traiter les éventuels écarts identifiés". Le I de l'article 2.4.1prévoit que : "L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. Ce système a notamment pour objectif le respect des exigences des lois et règlements, du décret d'autorisation et des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que de la conformité à la politique mentionnée à l'article 2.3.1". Au sein de chaque métier, la vérification de la réalisation de chaque activité est faite par consultation de l'ordre de travaux (OT). Lorsque l'activité est réalisée et que le métier a fait son analyse de premier niveau, l'OT puis le plan d'actions sont soldés (OT noté 1N). Les inspecteurs ont procédé à la vérification de certaines activités présentées dans le bilan 110 °C en référence [3]. Ils ont examiné les activités de maintenance des dispositifs autobloquants et ont constaté que l'analyse de 1er niveau des comptes rendus de mises en œuvre de ces activités de maintenance n'était pas systématiquement réalisée, alors que les plans d'actions correspondants étaient passés au statut "sold oui". Votre procédure référencée D5130NOEEE09 indice 00 intitulée "Gérer les anomalies, les constats et les écarts" indique qu'un plan d'actions peut passer au statut "sold oui" lorsque l'efficacité des actions curatives a été contrôlée. A la suite de l'inspection, l'exploitant a modifié son bilan 110 °C et les plans d'actions évoqués cidessus pour les passer à l'état "nouveau" qui correspond à la situation en l'absence d'analyse de premier niveau. ## Demande A1 Je vous demande de réaliser, d'une part, le retour d'expérience lié à votre gestion de l'adéquation entre les analyses 1er niveau réalisées et le statut des plans d'actions présenté dans le bilan 110 °C et, d'autre part, de prendre des mesures efficaces pour éviter le renouvellement de ces écarts, notamment lors de la rédaction du dossier de demande d'autorisation de divergence et lors des prochains arrêts de réacteurs. ## Dispositifs Autobloquants (Dab) Au cours de la visite décennale du réacteur 1 de Gravelines, les inspecteurs ont constaté plusieurs écarts dénotant une mauvaise maîtrise de la thématique "dispositifs autobloquants" par le site. Ainsi, en sus des constats évoqués ci-dessus relatifs à l'analyse de 1er niveau, les inspecteurs ont constaté, lors de l'épreuve hydraulique du circuit secondaire, la présence d'un dispositif autobloquant d'ancienne génération alors que celui-ci aurait déjà dû être remplacé. Après un recontrôle, le site a indiqué qu'un autre DAB était concerné et a effectué les remises en conformité. De plus, les fiches traçant la surveillance des activités sur les DAB, transmises après l'inspection, sont toutes datées du 22 février 2022 à l'exception d'une fiche datée du 1er octobre 2021, ce qui interroge sur l'uniformité de la surveillance tout au long de l'arrêt. Enfin, les inspecteurs ont constaté l'absence de plan d'actions pour certains DAB, constatés hors de leur plage de fonctionnement lors des contrôles à la mise à l'arrêt, sous prétexte que leur remplacement était prévu sur l'arrêt dans le cadre de la stratégie de maintenance. Des plans d'actions doivent être ouverts de manière réactive et intégrés au bilan indicé en référence [3]. ## Demande A2 Je vous demande de réaliser le retour d'expérience lié à votre gestion de la maintenance des dispositifs autobloquants, de prendre des mesures efficaces pour éviter le renouvellement de ces écarts, et d'avoir une vision réelle de la situation des DAB, notamment lors des prochains arrêts de réacteurs. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Dispositifs Autobloquants (Dab) Les inspecteurs ont examiné les activités liées à la remise en conformité des dispositifs autobloquants (DAB) des tuyauteries et gros composants du réacteur 1 du CNPE de Gravelines. Ils ont constaté que les plans d'actions liés à ces activités étaient au statut "sold oui", alors que les contrôles à chaud, permettant notamment de définir si le dispositif est conforme à l'issue des activités de remise en conformité, n'étaient pas réalisés. Votre procédure référencée D5130NOEEE09 indice 00 et intitulée "Gérer les anomalies, les constats et les écarts" indique qu'un plan d'actions peut passer au statut "sold oui" lorsque l'efficacité des actions curatives a été contrôlée. ## Demande B1 Je vous demande de m'indiquer les raisons pour lesquelles les plans d'actions relatifs aux dispositifs autobloquants sont à l'état "sold oui" alors que les contrôles réalisés à chaud ne sont pas effectués. ## C. Observations C.1. - Les inspecteurs ont fait des demandes de compléments concernant les requalifications partielles réalisées sur les soupapes 1 RCP 019 VP et 1 RCP 212 VP. L'exploitant a fourni les éléments de manière réactive. C.2. - Les inspecteurs ont fait des demandes de compléments concernant les contrôles réalisés dans les zones de mélange concernées par le phénomène de fatigue thermique. L'exploitant a fourni des réponses satisfaisantes de manière réactive. C.3. - Les inspecteurs ont fait des demandes de compléments concernant les contrôles de tarage réalisés sur les soupapes SEBIM. L'exploitant a fourni des réponses satisfaisantes de manière réactive. C.4. - Les inspecteurs ont fait des demandes de compléments concernant le contrôle réalisé sur la ligne de reprise de fuite du joint n° 1 de la cuve. L'exploitant a fourni des réponses satisfaisantes de manière réactive. C.5. - Les inspecteurs ont fait des demandes de compléments concernant les contrôles réalisés sur le calage du circuit primaire principal. L'exploitant a fourni des réponses satisfaisantes de manière réactive. Vous voudrez bien me faire part, sous 2 mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L.125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. Le Chef du Pôle INB, Signé par Jean-Marc DEDOURGE
INSSN-CAE-2022-0085	Référence courrier : CODEP-LYO-2022-010803 Monsieur le directeur de l'établissement Orano Recyclage de La Hague BEAUMONT-HAGUE 50 444 LA HAGUE CEDEX Montrouge, le 29 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB) - Site Orano Recyclage de La Hague Inspection de revue - CEP-maintenance INSSN- LYO-2022-0085 du 31 janvier au 4 février 2022 N° dossier : INSSN- CAE-2022-0085 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] 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 2015-DC-0508 de l'ASN du 21 avril 2015 relative à l'étude sur la gestion des déchets et au bilan des déchets produits dans les INB ## 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 revue1 a eu lieu du 31 janvier au 4 février 2022 sur l'INB 117 du site de La Hague sur les thèmes des contrôles et essais périodiques (CEP), de la maintenance et de la gestion des écarts. 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 revue qui s'est déroulée du 31 janvier au 4 février 2022 concernait les contrôles et essais périodiques (CEP), la maintenance et la gestion des écarts. Elle a été planifiée lors d'un arrêt programmé d'exploitation (APE) de l'INB 117 afin de pouvoir observer sur le terrain par sondage la bonne réalisation de CEP, habituellement nombreux lors des APE. L'équipe d'inspection était constituée de onze inspecteurs de l'ASN ainsi que de deux accompagnateurs de l'IRSN. Le premier jour d'inspection a été consacré à la présentation générale à distance de l'organisation du site Orano Recyclage de La Hague pour la maintenance et les CEP. Ainsi, l'exploitant a présenté l'organisation de la maintenance par unité opérationnelle qui regroupe plusieurs ateliers d'INB différentes, le processus support relatif au maintien des installations au nominal, les différents types de CEP, les différentes organisations en fonction de qui réalise le CEP (maintenance, exploitant, secteur PSR ou PSM) et l'outil de GMAO (Gestion de Maintenance Assistée par Ordinateur) utilisé. Il a également été présenté les dispositions relatives à la gestion des écarts ainsi que les outils associés. Les trois jours suivants, les inspecteurs se sont répartis en trois équipes, chacune d'entre elle vérifiant la mise en œuvre de cette organisation sur six ateliers de l'INB 117 (Piscine C, NPH, R1, R2, R4-BST1 et R7). Cette vérification s'est notamment fondée sur seize observations terrain d'opération de maintenance dont quatre CEP et deux rondes RGE. Les inspecteurs ont regretté le peu de gestes de CEP qui ont effectivement pu être observés lors de ces trois jours du fait de programmations avant ou après la présence des inspecteurs et des difficultés à s'accorder sur les activités réellement réalisées sur les ateliers, et ce, malgré le nombre très important de CEP réalisés annuellement à l'échelle de l'établissement2. Le thème de la gestion des écarts au niveau de l'établissement de La Hague a également été inspecté. Enfin, le dernier jour, l'équipe d'inspection a procédé à une restitution à distance des principales conclusions de cette inspection de revue. ## L'impression générale à l'issue de cette inspection de revue est mitigée. Des bonnes pratiques ont été observées. Les inspecteurs ont en particulier relevé le bon état général des chantiers qui ont pu être inspectés, la suffisance des moyens humains et techniques sur ces derniers, les différents outils mis en place (management visuel, DPD pour traiter les non-conformités issues des CEP, IDhall pour la gestion des écarts, M350 pour remonter des suggestions d'amélioration, GEMBAs pour les vérifications par sondage), la réalisation d'inspections internes annuelles approfondies sur le thème des CEP et l'animation qualité réalisée sur la gestion des écarts. Le point principal qui ressort cependant de cette inspection est que les exigences définies (ED) des activités et éléments importants pour la protection (AIP et EIP) sur l'établissement sont incomplètes, imprécises et pas assez opérationnelles, notamment dans le domaine des CEP et de la gestion des écarts. La définition des ED est d'autant plus importante qu'elle est centrale à la bonne application de l'arrêté INB. En effet, compte tenu de la définition limitative sur l'établissement de La Hague des exigences définies de l'AIP relative à la réalisation des CEP, qui se bornent au respect des périodicités de réalisation de ces contrôles, les différentes exigences de l'arrêté du 7 février 2012 [2] afférentes aux AIP ne sont de fait pas applicables à la réalisation des CEP. Les exigences de contrôle technique, d'action de vérification et de traçabilité notamment ne sont donc pas mises en œuvre. De plus, le faible nombre de CEP qui ont pu effectivement être observé lors de l'inspection ne permet pas de se positionner sur la qualité de réalisation des CEP. Aussi, il est nécessaire que l'établissement de La Hague intègre la qualité de réalisation des contrôles, essais périodiques et actes de maintenance prévus dans les règles générales d'exploitation comme exigence définie de l'AIP « maintenance » et les exigences relatives au traitement des écarts définies au I de l'article 6.2.3 de de l'arrêté du 7 février 2012 [2] comme exigences définies de l'AIP « traitement des écarts ». Il ressort également de cette inspection que des mesures permettant de prévenir les transferts de contamination des zones à production possible de déchets nucléaires (ZppDN) vers les zones à déchets conventionnels (ZDC) doivent être mises en place, en application de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. La gestion des déchets au sein des installations doit être améliorée, que ce soit au niveau de l'étiquetage des déchets ou des zones d'entreposage de déchets temporaires. D'autre part, les EIP mériteraient d'être mieux identifiés dans la documentation opérationnelle et dans les différents outils utilisés et la résorption des demandes de prestation de discordance (DPD) anciens doit être poursuivie. En ce qui concerne la gestion des écarts, un délai doit être défini pour la qualification d'un écart dans les plus brefs délais, conformément à l'arrêté du 7 février 2012 [2], le remplissage de l'outil utilisé doit être amélioré pour s'assurer du solde effectif des actions avant de les clôturer et de la présence des preuves associées à ces actions dans l'outil. Enfin, la gestion des écarts n'étant pas un processus à part entière, l'évaluation et l'amélioration de l'efficacité de la gestion des écarts exigée par l'arrêté du 7 février 2012 [2] mériteraient d'être complétées par l'ouverture d'écart en cas de dysfonctionnement du processus de gestion des écarts, la réalisation annuelle de contrôles de premier niveau et d'inspections internes sur le sujet. ## A. Demandes D'Actions Correctives Activité De Réalisation Des Cep En Tant Qu'Activité Importante Pour La Protection (Aip) Absence D'Exigence Définie Sur La Qualité De Réalisation Des Cep L'article 2.5.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que : « I. ― L'exploitant identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour. II. ― Les activités importantes pour la protection sont réalisées selon des modalités et avec des moyens permettant de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori. L'organisation mise en œuvre prévoit notamment des actions préventives et correctives adaptées aux activités, afin de traiter les éventuels écarts identifiés. » Dans le cadre de cet article, vous avez identifié la maintenance comme activité importante pour la protection (AIP) des intérêts mentionnés à l'article L593-1 du code de l'environnement, au sens de l'article 1.3 de ce même arrêté. Par le document ELH-2016-063541 v 8.0, vous avez identifié quatre exigences définies spécifiques à cette AIP « maintenance », numérotées G140, G141, G142 et G143. Par définition, découlant de l'article 1.3 de cet arrêté, les exigences définies sont les exigences assignées à l'AIP « maintenance » afin qu'elle réponde à ses objectifs vis-à-vis de la démonstration de sûreté. Les exigences G140, G142 et G143 consistent à imposer le recours à des procédures bien précises de votre système documentaire pour, respectivement : - l'élaboration et la modification des justificatifs de maintenance des opérations de maintenance décrites dans les règles générales d'exploitation (RGE) ; - la modification provisoire d'automatisme ; - la réalisation des analyses de conformité-vieillissement sur les éléments importants pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L593-1 du code de l'environnement de rangs 1 et 2. L'exigence G141 porte sur la réalisation des contrôles, essais périodiques et actes de maintenance programmée prévus dans les RGE et de catégorie « Prescrit ». Mais son libellé limite le champ de cette exigence au respect des périodicités de réalisation des contrôles périodiques et au respect des délais de remise en fonctionnement des équipements à disponibilité requise. Vous n'avez donc défini aucune exigence relative à la qualité de réalisation des contrôles, essais périodiques et actes de maintenance découlant des RGE. Ces règles sont pourtant la traduction de la démonstration de sûreté de vos installations en termes de dispositions opérationnelles à mettre en œuvre pour s'assurer que l'EIP remplisse la fonction prévue dans cette démonstration avec les caractéristiques attendues. Tout comme le respect indispensable des périodicités, la bonne réalisation technique des opérations de contrôle et de maintenance est primordiale, tant sa causalité avec la permanence de la fonction de sûreté est évidente. Les notions introduites par l'arrêté du 7 février 2012 [2] se fondent sur le lien entre la démonstration de sûreté et les activités quotidiennes des exploitants nucléaires, qu'il s'agisse d'exploitation, de maintenance ou d'autres opérations. Lorsque l'arrêté demande aux exploitants d'identifier les activités importantes pour la protection des intérêts et leurs exigences définies (article 2.5.2), cela ne signifie pas qu'il laisse aux exploitants une certaine liberté dans ces choix. Au contraire, il attend des exploitants d'identifier rigoureusement l'ensemble des dispositions que cette démonstration rend nécessaires dans les activités de la phase globale d'exploitation, notamment les contrôles périodiques et la maintenance. Demande A1 : Je vous demande d'intégrer la qualité de réalisation des contrôles, essais périodiques et actes de maintenance prévus dans les règles générales d'exploitation comme exigence définie de l'AIP « maintenance ». Vous veillerez à prioriser la déclinaison de cette démarche en fonction des enjeux des activités réalisées. L'article 2.5.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que : « Chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique, 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. » Dans le prolongement des éléments précédents, l'exigence définie portant sur la qualité de réalisation des contrôles, essais périodiques et actes de maintenance doit faire l'objet d'un contrôle technique, selon les modalités de l'article 2.5.3 cité supra. Demande A2 : Je vous demande de réaliser et d'assurer la traçabilité requise du contrôle technique de l'AIP « maintenance » en incluant son exigence définie portant sur la qualité de réalisation des contrôles, essais périodiques et actes de maintenance prévus dans les règles générales d'exploitation. ## Traçabilité Des Opérations De Maintenance Et Des Cep L'article 2.5.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « II. ― Les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celleci est nécessaire.». Les inspecteurs des différentes équipes ont contrôlé par sondage la traçabilité des opérations liées à des CEP ou à de la maintenance préventive. Cette traçabilité est notamment assurée via le remplissage d'un procès-verbal (PV) ou d'une fiche de contrôle (FIC), parfois explicités par un mode opératoire ou une gamme de contrôle. Ils ont relevé que le but du CEP, en lien avec les RGE notamment, n'est pas toujours identifié dans les FIC et les modes opératoires associés. Les inspecteurs considèrent que l'objectif de sûreté et plus précisément la capacité de l'EIP à assurer sa fonction qui est vérifiée dans le cadre du CEP mériterait d'être précisée dans la documentation opérationnelle associée au CEP (FIC ou mode opératoire). Cette identification doit permettre également de préciser les critères utilisés pour déclarer la conformité. Les inspecteurs des différentes équipes ont en effet relevé que les critères utilisés dans les FIC afin de déclarer la conformité apparaissaient perfectibles. De plus, dans la continuité des demandes A1 et A2, la documentation opérationnelle relative aux CEP doit faire l'objet d'un contrôle technique selon les modalités de l'article 2.5.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. A titre d'exemple : - La FIC complétée lors du contrôle d'août 2020 de l'anémomètre QE10102 de l'atelier R4 identifie des valeurs relevées lors de l'opération de vérification de la boucle de mesure après remontage et lors de la vérification des débits lus après intervention non conformes alors que le contrôle est identifié comme conforme dans sa conclusion. Le contrôle de 2021 s'avère, quant à lui, conforme. - Le contrôle de l'éjecteur 8410 de reprise de la lèchefrite 3210-8400 de l'atelier R4 de 2022 a été jugé non conforme dans un premier temps du fait du non-respect d'un critère détaillé dans la FIC. Vos représentants ont indiqué qu'après analyse, le contrôle a été jugé conforme car le critère indiqué dans la FIC était indicatif mais ne remettait pas en question la conformité du CEP. Une fiche d'écart a été ouverte pour remédier à l'ambiguïté de la FIC pour prononcer la conformité du CEP. - La FIC associée au PV de nettoyage du fond du dissolveur de l'atelier R1 réalisé en 2021 mentionnait bien l'ensemble des contrôles vidéo effectués mais ne concluait pas sur la conformité globale des équipements suivant l'opération de maintenance. Par ailleurs, d'autres écarts relatifs à la traçabilité de ces opérations ont été relevés. Le PV n'était pas renseigné de manière exhaustive avec de nombreux visas manquants, notamment les visas de l'ingénieur criticien et d'un représentant de la direction technique afin de s'assurer de la conformité du panier d'un filtre tranquiliseur. Les inspecteurs ont également relevé que ces FIC ne sont pas toujours accompagnées d'un mode opératoire, notamment celles de l'atelier R4. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les FIC sans mode opératoire n'en nécessitaient pas car elles étaient autoportantes et concernaient des CEP simples d'exécution. Sur l'atelier piscine C, les inspecteurs ont constaté que certaines FIC au format informatique étaient bien autoportantes : un masque de préremplissage donnait des précisions sur l'attendu (unité à relever…). Toutefois, ces informations sont perdues une fois que la FIC est imprimée. Certains intervenants ne disposent pas d'outils numériques leur permettant de renseigner la FIC sur ce format durant leur intervention. Les inspecteurs ont toutefois noté que le remplissage de la FIC, imprimée, au plus près de leur intervention était une bonne pratique. Demande A3 : Je vous demande de veiller à bien identifier dans la documentation opérationnelle associée aux CEP et à la maintenance préventive d'EIP le but des contrôles réalisés afin de répondre au II de l'article 2.5.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] d'une part, et les critères pertinents permettant de statuer sur la conformité du contrôle en lien avec ce but, d'autre part. Vous veillerez à réaliser et à assurer la traçabilité requise du contrôle technique de cette documentation opérationnelle. Demande A4 : Je vous demande de veiller à renseigner de manière exhaustive vos PV et FIC conformément à vos procédures. Vous vous assurerez notamment de la traçabilité de la justification du caractère acceptable de résultats intermédiaires non conformes à l'attendu identifié dans la documentation opérationnelle. Le cas échéant, vous utiliserez les outils à disposition pour remonter les signaux faibles et améliorations possibles sur ces contrôles et leur traçabilité. Demande A5 : Je vous demande de vous assurer que les FIC utilisées par les intervenants soient autoportantes ou accompagnées d'un mode opératoire, et ce, afin que leur remplissage au plus près de l'intervention soit facilité. ## Gestion Des Déchets Zonage Déchet L'article 6.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « L'exploitant établit un plan de zonage déchets, délimitant les zones à production possible de déchets nucléaires au sein de son installation. Il arrête et met en œuvre des dispositions techniques et organisationnelles fondées sur le plan de zonage déchets, afin de respecter les dispositions du III de l'article 6.2. ». L'article 3.4.1 de la décision [4] dispose que « La délimitation entre les zones à production possible de déchets nucléaires et les zones à déchets conventionnels repose en priorité sur des barrières physiques pour prévenir les transferts de contamination et l'activation des matériaux. En cas de discontinuité de ces barrières physiques, des mesures compensatoires permettant de prévenir les transferts de contamination et de limiter l'activation sont mises en place. ». Au cours de leurs visites, plusieurs équipes d'inspections ont observé dans de nombreux locaux que vous n'aviez pas mis en place de mesures permettant de prévenir les transferts de contamination de vos zones à production possible de déchets nucléaires (ZppDN) vers les zones à déchets conventionnels (ZDC). Ils ont noté que les personnels passent d'une zone à l'autre sans contrôles radiologiques, ce qui est d'autant plus dommageable qu'aucune disposition préventive (comme le port de sur-bottes par exemple) n'est en place à l'intérieur de vos ZppDN. De même, ils ont observé que des matériels ayant été utilisés directement sur vos équipements potentiellement contaminés étaient sortis de ZppDN vers des ZDC sans aucun contrôle radiologique. Ces pratiques, sensiblement différentes de celles des autres INB, ont interpellé les équipes d'inspection. De plus, les inspecteurs ont relevé que certains de vos ateliers ne disposaient en sortie de zone contrôlée que d'appareils de mesure permettant des contrôles de la contamination sur des faibles surfaces (contrôleurs mains-pieds, contaminamètres) et s'interrogent sur leur suffisance, au regard des enjeux radiologiques présents, par rapport à des appareils de mesure globaux (contrôleurs corps entier de type portique, contrôleurs petits objets). Demande A6 : Je vous demande de mettre en place des mesures compensatoires permettant de prévenir les transferts de contamination de vos zones à production possible de déchets nucléaires vers vos zones à déchets conventionnels. ## Identification Des Déchets L'article 6.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2} dispose que « I. ― L'exploitant met en place un tri des déchets à la source, ou, à défaut, au plus près de la production du déchet. Il prévient tout mélange entre catégories de déchets ou entre matières incompatibles. II. ― L'exploitant est tenu de caractériser les déchets produits dans son installation, d'emballer ou de conditionner les déchets dangereux et ceux provenant de zones à production possible de déchets nucléaires, et d'apposer un étiquetage approprié sur les emballages ou les contenants. » Son article 6.3 dispose que « L'exploitant […] définit la liste et les caractéristiques des zones d'entreposage des déchets produits dans son installation. Il définit une durée d'entreposage adaptée, en particulier, à la nature des déchets et aux caractéristiques de ces zones d'entreposage. » Au cours de leurs visites, l'ensemble des équipes d'inspections ont relevé que certains sacs ou fûts de déchets ne présentaient pas d'étiquettes permettant d'en caractériser le contenu, leur date et d'identifier leur producteur. En outre, ils ont également relevé sur différents ateliers, plusieurs entreposages de déchets nucléaires en dehors des points de collecte et des zones de chantiers non convenablement identifiés. Vos représentants ont précisé aux inspecteurs que la consigne de gestion des déchets référencée ELH-2021059836 v1 relative à la création de zone d'entreposage des déchets temporaire n'était pas appliquée sur les petits chantiers, en raison du faible volume de déchets engendré par l'opération. Pour autant, en ce qui concerne l'atelier NPH, l'exiguïté du local objet de l'opération de maintenance ne permettait pas un entreposage à l'intérieur. Les déchets générés par le chantier étaient entreposés dans le couloir sans balisage adapté et dans un local adjacent non adapté, hors point de collecte, au sein duquel ils étaient mélangés à du matériel non classé comme déchet. D'autre part, à proximité du chantier d'extension des capacités d'entreposage de matière plutonifère de l'atelier BST1, les inspecteurs ont relevé une zone encombrée avec des déchets non étiquetés (comme une porte) ou des fûts dont les fiches ne sont pas totalement remplies (masses non précisées sur les fûts de matières amiantées) ou encore des erreurs d'identification (comme les fûts des matières incinérables ou encore les néons dans des fûts de matières amiantées). Demande A7 : Je vous demande d'améliorer la rigueur de la gestion des déchets au sein de vos ateliers afin que les sacs de déchets soient correctement identifiés et déposés dans les zones d'entreposages, tel que le prévoit votre référentiel et le titre VI de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. ## Entreposage De Déchets Lors De Chantiers Ponctuels Les inspecteurs ont relevé que les autorisations de travaux ne présentaient aucune analyse associée à l'entreposage du matériel nécessaire à un chantier ou à la production et la collecte des déchets. Or, les inspecteurs ont relevé lors de leur visite dans une zone à déchets nucléaires de l'atelier NPH l'utilisation du sol d'un local spécifique comme lieu d'entreposage non ordonné de matériels divers, dont du matériel neuf emballé, des produits chimiques en cours d'utilisation, une rallonge électrique alimentée en électricité, un extincteur ne présentant aucune identification de contrôle. Interrogé sur ce lieu d'entreposage, l'exploitant a indiqué aux inspecteurs ne pas avoir réalisé d'analyse spécifique au préalable. Par ailleurs, l'autorisation de création de cet entreposage a été donnée oralement. Les inspecteurs ont également relevé la présence d'un enrouleur de câble neuf en bois, objet constituant un emballage et ne devant pas être introduit en zone à déchets nucléaires. Interrogé sur la connaissance et le respect par les opérateurs des procédures de gestion des déchets, l'exploitant a indiqué aux inspecteurs qu'aucun mode opératoire n'est disponible en zone contrôlée pour prévenir toute introduction de papier dans une zone à déchets nucléaires et que la bonne gestion des déchets repose sur la formation du personnel Demande A8 : Je vous demande de préciser les modalités de prise en compte et de traçabilité des dispositions associées à l'entreposage des matériels ainsi qu'à la gestion des déchets associés à toute opération, objet d'une autorisation de travail. Demande A9 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin que les différents intervenants en zone contrôlée disposent des modes opératoires et documents opérationnels nécessaires au bon accomplissement de leurs missions, y compris en matière de gestion des déchets. ## Complétude Des Cep Figurant Aux Rge L'article 2.5.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « II. ― Les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celleci est nécessaire. III. ― L'exploitant expose la démarche de qualification dans les dossiers mentionnés aux articles 8, 20, 37 et 43 du décret du 2 novembre 2007 susvisé. Il liste les principales informations relatives à l'obtention effective de cette qualification dans le dossier mentionné à l'article 20 ou 43 du même décret. Il conserve les documents attestant de la qualification des éléments importants pour la protection jusqu'au déclassement de l'installation nucléaire de base. ». La note technique référencée ELH-2014-032375 V3.0 liste les équipements importants pour la protection de l'atelier R7. Il s'agit des EIP, au sens de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. Pour l'EIP « confinement des substances radioactives », ce document indique : Il est composé de deux barrières : - une première barrière statique constituée par les appareils du procédé et les enveloppes de conditionnement en contact direct avec les substances radioactives ; - une seconde barrière statique est constituée par les parois des cellules (zone 4) et celles des équipements (gaines de ventilation jusqu'au premier étage de filtration) qui assurent la continuité. Les inspecteurs ont examiné le chapitre 9 des règles générales d'exploitation, relatif aux contrôles, essais périodiques et maintenance, référencé 2014-2044 V13.0, de l'atelier R7. Ils ont vérifié par sondage l'établissement de ces règles pour les EIP de l'installation. Ils ont relevé que ce chapitre ne comportait pas d'exigence relative aux EIP de la seconde barrière de confinement (parois de cellule, gaine de ventilation par exemple). Vos représentants ont indiqué que le maintien de la qualification de ces EIP était examiné au travers du contrôle du vieillissement, mais ne figurait effectivement pas aux RGE. Demande A10 : Je vous demande de vous assurer que l'ensemble des contrôles permettant d'attester du maintien de la qualification de vos EIP figure dans vos RGE. ## Gestion Des Écarts L'article 2.6.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer : - son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas échéant, s'il s'agit d'un événement significatif ; - s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ; - si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre ». L'article 2.6.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] prévoit que : « I. ― L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : - déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; - définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; - mettre en œuvre les actions ainsi définies ; - évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives. II. ― L'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement. III. ― Le traitement d'un écart constitue une activité importante pour la protection. […] » ## Absence D'Exigence Définie Sur Le Traitement Des Écarts Conformément au III de l'article 2.6.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2], vous avez identifié le traitement des écarts comme activité importante pour la protection (AIP) des intérêts mentionnés à l'article L5931 du code de l'environnement, au sens de l'article 1.3 de ce même arrêté. Toutefois, vous avez limité les activités concernées par cette AIP à la seule définition du statut (écart ou dysfonctionnement). Par le document ELH-2016-063541 v 8.0, vous avez identifié une seule exigence définie spécifique à cette AIP « traitement des écarts », numérotée G150. Cette exigence consiste à imposer le recours à deux paragraphes bien précis d'une procédure de votre système documentaire pour confirmer l'impact du sujet sur le domaine (sûreté, radioprotection, transport, environnement) et statuer sur le niveau de gravité conformément à des critères définis dans une autre procédure de votre système documentaire. Vous n'avez donc défini aucune exigence concernant le traitement en lui-même de l'écart. Ces exigences sont pourtant explicitement détaillées au I de l'article 6.2.3 de de l'arrêté du 7 février 2012 [2], à savoir la détermination des causes, la définition des actions appropriées, la mise en œuvre de ces actions et évaluation de l'efficacité de celles-ci. Je vous rappelle d'ailleurs qu'une demande en ce sens vous a d'ores-et-déjà été formulée à la suite de l'inspection n°2017-0410 du 17 octobre 2017. Demande A11 : Je vous demande de nouveau d'intégrer comme exigences définies de l'AIP « traitement des écarts » les exigences relatives au traitement des écarts définies au I de l'article 6.2.3 de de l'arrêté du 7 février 2012 [2] (détermination des causes, définition des actions appropriées, mise en œuvre de ces actions et évaluation de l'efficacité de celles-ci). ## Absence De Délai Pour La Qualification De L'Écart Les inspecteurs ont relevé que votre système documentaire ne définit aucun délai maximum ou cible pour la réalisation de l'examen du niveau de gravité de l'écart. Vos représentants ont indiqué qu'il était en moyenne de quinze jours. Les inspecteurs ont consulté par sondage des fiches d'écart dans votre outil de gestion des écarts, dénommé ID HALL WDYS. Ils ont relevé des délais de validation du niveau de gravité de l'écart pouvant aller jusque trois mois, ce qui ne permet pas de répondre à l'exigence de l'article 2.6.2 susvisé. Vos représentants ont indiqué que lorsque plusieurs domaines étaient cocnernés, la validation du domaine et du niveau de gravité par les experts du domaine ne pouvait pas se faire en parallèle mais successivement, entrainant des délais supplémentaires. Les inspecteurs considèrent que pour répondre à l'exigence d'examen dans les plus brefs délais de l'écart défini à l'article 2.6.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] un délai maximum devrait être défini dans votre système réglementaire pour statuer sur le niveau de gravité d'un écart. Demande A12 : Je vous demande de définir dans votre système documentaire un délai pour la réalisation de l'ED G150 afin de répondre à l'exigence, figurant à l'article 2.6.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2], d'examen formalisé dans les plus brefs délais d'un écart. ## Suivi Et Solde Des Actions Les inspecteurs ont consulté le rapport n°21-10 daté du 8 juin 2021 de l'inspection interne réalisée du 25 au 26 mai 2021 sur les installations de DUOA/T0-CDE et de DUOA/NPH sur le thème « vérification du respect des exigences en lien avec les contrôles et actions périodiques ». Ce rapport relève comme non-conformité mineure n°1 : « les rondes remédiation » de T0 et NPH ne respectent pas la recommandation n°1 de la Fiche REX (FREX) n°82 (les rondes définies dans les RGE doivent être clairement identifiées dans l'application informatique de gestion des rondes GdR en indiquant systématiquement « RGE » dans le libellé de la ronde) ». Une non-conformité mineure similaire avait également été émise dans le cadre de l'inspection générale D/IS du 2 juillet 2019 sur le thème suivant : « Surveillance des actions périodiques d'exploitation et de radioprotection de l'atelier R2 ». Les inspecteurs ont donc consulté la FREX n°82 émise le 21 mai 2015 et soldée le 22 septembre 2017. Cette fiche REX a pour objet de clairement identifier dans l'application informatique de gestion des rondes (GDR) les rondes définies dans les RGE en indiquant systématiquement au début de l'intitulé de la ronde l'information « RGE ». Malgré le solde de cette recommandation par tous les ateliers et de la fiche REX en septembre 2017, le sujet est toujours d'actualité et la fiche REX n'a pas permis de remédier au sujet identifié dans la durée. Demande A13 : Je vous demande de vérifier l'application de la recommandation n°1 de la FREX n°82 sur l'ensemble de vos ateliers et de mettre en place les actions appropriées pour y répondre le cas échéant. Vous me transmettrez les éléments de preuve associés. Demande A14 : Je vous demande de prendre les mesures permettant de vous assurer dans le temps que les rondes définies dans les RGE soient clairement identifiées dans l'application informatique de gestion des rondes. Demande A15 : D'une manière plus générale, je vous demande de vous assurer du solde effectif des actions dans votre outil ID HALL avant de les clôturer. Les inspecteurs ont consulté le compte-rendu de l'inspection interne réalisée par l'Inspection Générale (IG) d'Orano du 8 au 10 décembre 2020 sur le thème des CEP. Ils se sont intéressés aux suites données aux recommandations et points d'amélioration formulés lors de cette inspection. Vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter les suites données aux différents points d'amélioration identifiés dans le compte-rendu d'inspection, bien que celui-ci mentionne explicitement que les points d'amélioration doivent être traités en écart. Demande A16 : Je vous demande de remédier aux écarts relevés lors de l'inspection réalisée par l'IG d'Orano du 8 au 10 décembre 2020 sur le thème des CEP et tracés en points d'amélioration dans le compte-rendu d'inspection. Les inspecteurs ont constaté que les éléments de preuve des actions soldées dans IDHALL n'étaient soit pas systématiquement présents comme dans le cas de la FREX n°82, soit pas cohérents comme dans l'ID24484 citée précédemment. Demande A17 : Je vous demande de systématiser la référence aux éléments de preuve lors de la rédaction des fiches d'écart et les vérifier avant de solder une action. Vous m'indiquerez les actions mises en œuvre en conséquence. ## Délais De Traitement Des Prestations De Discordance En cas de non-conformité de CEP figurant dans les RGE ou de contrôles réglementaires, des demandes de prestation de discordance (DPD) sont émises via l'outil GMAO. Vous avez défini un processus « MIN » (Maintenir les Installations au Nominal) dont un des indicateurs est le nombre de DPD ouvertes datant de plus de 30 jours. Cet indicateur apparaît fondé, du fait du seuil de 30 jours qui doit permettre d'évacuer tous les cas simples à résoudre, pour ne retenir sur la durée que les cas les plus délicats. Les inspecteurs ont examiné les listes des DPD qui sont tenues dans vos ateliers et le suivi qui est fait des DPD datant de plus de 30 jours, dont le nombre peut être élevé dans certains ateliers. Ils ont relevé à plusieurs reprises et sur différents ateliers des demandes relatives à la nécessité de réaliser un appoint du remplissage en gazole de réservoirs de groupe électrogène. Certaines de ces demandes dataient de plus de 200 jours. Vos représentants ont indiqué que les compléments avaient été réalisés, sans fournir d'élément de preuve. Durant l'inspection, aucune raison pouvant expliquer ces délais n'a été fournie. Il apparaît donc que les délais de traitement de certaines DPD, qu'il s'agisse du traitement réel ou de sa prise en compte dans l'inventaire, sont excessifs et incohérents avec le seuil de votre indicateur. Demande A18 : Je vous demande d'accélérer le traitement de toutes les demandes de prestations de discordance qui ne requièrent aucun délai particulier, de façon à assurer la cohérence entre les listes de suivi et votre indicateur. ## Evaluation Périodique De L'Adéquation Et De L'Efficacité Du Processus De Gestion Des Écarts Le I de l'article 2.5.4 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] 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 ainsi que des actions d'évaluation périodique de leur adéquation et de leur efficacité. Les personnes réalisant ces actions de vérification et d'évaluation sont différentes des agents ayant accompli l'activité importante pour la protection ou son contrôle technique. Elles rendent compte directement à une personne ayant autorité sur ces agents. » Le III de l'article 2..4..1 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « Le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant : - d'identifier les éléments et activités importants pour la protection, et leurs exigences définies ; - de s'assurer du respect des exigences définies et des dispositions des articles 2.5.3 et 2.5.4 ; - d'identifier et de traiter les écarts et événements significatifs ; - de recueillir et d'exploiter le retour d'expérience ; - de définir des indicateurs d'efficacité et de performance appropriés au regard des objectifs qu'il vise. » L'article 2.4.2 de ce même arrêté dispose que « L'exploitant met en place une organisation et des ressources adaptées pour définir son système de management intégré, le mettre en œuvre, le maintenir, l'évaluer et en améliorer l'efficacité. Il procède périodiquement à une revue de son système de management intégré dans le but d'en évaluer la performance, d'identifier les améliorations possibles, et de programmer la mise en œuvre des améliorations retenues. » Les inspecteurs ont consulté la fiche d'écart ID24484 ouverte pour traiter quatre non-conformités mineures relevées lors d'une inspection interne relative à la surveillance des actions périodiques d'exploitation et de radioprotection de l'atelier R2. L'une de ces non-conformités est relative à l'absence d'ouverture d'une fiche d'écart à la suite d'un dysfonctionnement identifié par l'ASN lors de son inspection du 6 février 2019 sur le thème de la radioprotection. Vous aviez pourtant indiqué en réponse à la demande B1 de l'ASN à la suite de cette inspection qu'un écart avait été ouvert. L'action identifiée dans la fiche IDHALL pour répondre à cette non-conformité identifiée lors de l'inspection interne est la création d'une fiche d'écart conformément à votre réponse à la lettre de suite d'inspection. L'action a été soldée dans votre outil au 14 novembre 2019 avec comme commentaire la référence de la fiche IDHALL ID23647 ne correspondant pas au sujet identifié. L'action n'aurait donc pas dû être soldée. De plus, les inspecteurs considèrent que des fiches d'écart devraient être ouvertes en cas de dysfonctionnement du processus de gestion des écarts, ce qui a été relevé dans l'exemple ci-dessus dans le cadre de l'inspection interne, ceci afin de contribuer à l'évaluation périodique de vos activités importantes pour la protection prévue à l'article 2.5.4 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] susvisé. Vos représentants nous ont indiqué ne pas avoir comme pratique de créer de fiche d'écart en cas de dysfonctionnement du processus de gestion des écarts. Demande A19 : Je vous demande d'ouvrir un écart pour tracer et traiter le dysfonctionnement relevé lors de l'inspection de l'ASN du 6 février 2019. Demande A20 : Je vous demande de prévoir l'ouverture d'écart en cas de dysfonctionnement du processus de gestion des écarts, conformément à l'article 2.5.4 de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. Plus généralement, je vous demande de prévoir l'ouverture d'écart en cas de non-respect d'une de vos AIP, conformément à ce même article. Les inspecteurs ont consulté le bilan des Contrôle de Premiers Niveau (CPN) n°1 sur le thème « gestion des écarts » réalisé en 2020, 3 CPN ont été réalisés sur ce thème en 2020. Vos représentants ont indiqué que ce thème n'avait pas été abordé en 2021 et que les thèmes des CPN étaient définis en fonction de l'actualité et du REX du site. Cependant, le thème « gestion des modifications » revient tous les ans. De plus, au vu des constats précédemment exprimés, il conviendrait d'inclure dans ce CPN l'analyse de l'efficacité des actions mises en œuvre. D'autre part, les inspecteurs ont relevé que le thème de la gestion des écarts ne faisait pas l'objet d'inspection interne dédiée, à l'image de ce qui est réalisé sur les CEP. Ils considèrent que les inspections internes sont un très bon outil d'évaluation périodique du respect des exigences de l'arrêté INB. Demande A21 : Je vous demande de réaliser un CPN par an et de mettre en place des inspections internes sur le thème « gestion des écarts » en y incluant l'analyse de l'efficacité des actions mises en œuvre. ## Revue Périodique Des Écarts Comme indiqué dans le guide pratique de la revue qualité référencée ELH-2014-006368 v7.0 consulté par les inspecteurs, « la revue doit permettre d'identifier les encours et les tendances, sur les items suivants : les dysfonctionnements, les écarts mineurs et majeurs, les actions correctives et préventives, les contrôles de premiers niveaux, les audits internes et externes, les inspections, les GEMBA, l'état de la documentation applicable et l'animation de la performance ». Les inspecteurs ont également consulté la revue qualité DUOT concernant l'atelier R4 n°1 pour l'année 2021. Vos représentants ont indiqué que les personnels référents en matière de sûreté n'étaient pas présents à ces revues et que seuls les chefs d'INB étaient responsables de la gestion de la sûreté de leur installation. Il y a sept animateurs qualité sur le site et les personnes rencontrées ont indiqué qu'ils recevaient tous une formation sur la sûreté. Cependant, il semble difficile de répondre à l'attendu de la revue qualité indiquée dans son guide pratique sans la présence de personnes compétentes en matière de sûreté nucléaire. Demande A22 : Je vous demande d'inclure les personnes compétentes en sûreté nucléaires à la revue qualité. ## Préparation Des Opérations De Maintenance Et Des Cep Utilisation Du Référentiel Applicable Lors d'une opération de CEP programmée sur l'atelier R2, réalisée par un de vos prestataires et concernant des transmetteurs de pression sur l'unité 4510, l'équipe d'inspection a interrogé les opérateurs sur le référentiel applicable et les gammes opératoires (GO) utilisées pour sa réalisation. Il a alors été constaté que, malgré la confiance affichée sur l'indice en vigueur, les opérateurs se préparaient à intervenir avec une version non à jour (révision 4 au lieu de 5). Demande A23 : Je vous demande de vous assurer que le référentiel utilisé pour réaliser les opérations de maintenance ou de contrôles et essais périodiques, par vos opérateurs ou vos prestataires, est en permanence à jour. ## Autorisations De Travail L'article 2.5.6 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. 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 l'autorisation de travail (AT) n°1000348 de l'atelier R2. Ils ont observé plusieurs défauts de remplissage : - le pilote responsable de la préparation de l'AT n'était pas indiqué ; - l'AT ne permettait pas de faire le lien avec les consignations nécessaires à la mise en sécurité des installations avant intervention : référence de la patère et du dossier de consignation non renseigné ; - pas de validation par Orano de la bonne préparation de l'équipement et des moyens de prévention à mettre en œuvre ; - dates souhaitées de travaux et durée estimée des travaux non renseignées. Demande A24 : Je vous demande de renforcer la rigueur du renseignement de vos autorisations de ## Travail. Les inspecteurs ont assisté aux opérations de contrôle du capteur de niveau R2-4130NE40. Ils ont relevé que les intervenants portaient les équipements de protection individuels qui semblaient adaptés à leur intervention, notamment en ce qui concerne les gants, à savoir des gants en vinyle. Toutefois, ils ont noté que l'AT correspondante, n° 1041469, prévoyait l'usage de « gant de manutention et / ou de gant Alphatec ». Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que ces gants étaient trop épais et n'étaient pas appropriés aux opérations de contrôles d'instrumentation. L'AT prévoyait également l'usage d'équipements d'aide à la manutention qui n'étaient pas nécessaires. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les autorisations de travail couvraient plusieurs interventions et que celles-ci pouvaient présenter des risques différents. L'AT n°1041469 porte effectivement sur des interventions prévues dans trois unités et quatre salles différentes. Les inspecteurs ont également noté que cette AT était valable du 04/01/2022 au 28/02/2022, bien que la trame de vos autorisations de travail mentionne que cette durée de validité doit être de « 14 jours calendaires maximum ». Les inspecteurs considèrent que vos autorisations de travail doivent être adaptées aux interventions qu'elles couvrent : l'analyse de risque ne peut pas porter sur des environnements de travail présentant des dangers différents lorsque cela se traduit par l'usage d'équipements de protection différents non spécifiés clairement par l'AT. Les équipements de protection individuelle choisis en conclusion de cette analyse doivent correspondre aux risques réels de l'opération. Les inspecteurs considèrent également que la période de validité d'une autorisation de travail est celle durant laquelle la configuration de l'installation examinée par l'analyse de risque est invariable. Au regard de vos activités, et telle que prévu dans vos documents, cette période ne saurait dépasser deux semaines. Demande A25 : Je vous demande de réviser votre organisation de délivrance des autorisations de travail afin que celles-ci soient spécifiquement adaptées aux interventions autorisées et que leurs durées de validité soient maîtrisées. ## Gestion De La Coactivité L'article 2.5.1.II de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que : « Les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celleci est nécessaire.» Les inspecteurs ont pu constater dans plusieurs des ateliers visités la présence d'un registre, dénommé « cahier de suivi de la coactivité », listant les activités journalières en cours. Ils ont relevé que certains comportaient la localisation (cellule) de ces activités, d'autres partiellement. Vos représentants ont indiqué que cet outil permet d'identifier les lieux dans lesquels des activités sont susceptibles d'être réalisées au même endroit et potentiellement au même moment. Mais la prise en compte de la coactivité s'arrête à la tenue de ce registre, si tant est qu'il soit correctement renseigné. Notamment, vous n'avez pas pu fournir une analyse préalable de l'innocuité réciproque des activités. En outre, rien n'indique a priori que les impacts potentiels d'une activité sur une autre surviennent uniquement lorsqu'elles se déroulent au sein d'une même cellule ou simultanément. Par exemple, le 2 février 2022, lors de la ronde de surveillance de la ventilation de l'atelier R7, les inspecteurs ont constaté qu'une des vérifications de la dépression dans le couloir « Est 644.2 » était rendue impossible à cause de plusieurs portes et passages de câble gardés entrouverts pour les besoins d'activités tierces en cours dans les cellules adjacentes. Le rondier a alors été contraint d'accepter une mesure non-conforme dans sa ronde de vérification, sans la considérer comme telle, c'est-à-dire sans demander d'intervention curative de maintenance. Ceci est contraire aux dispositions de l'article précité puisque le contrôle réalisé ne permet pas ici de garantir la capacité de certains EIP du confinement à assurer leur fonction. Dans cet exemple, une analyse préalable correcte de la coactivité aurait mis en exergue que les chantiers environnants peuvent générer une perte d'efficacité de la ventilation, entraînant des valeurs de dépression hors tolérance. Cette analyse vous amènerait à planifier les vérifications de ventilation à un moment où elles seraient effectivement pertinentes. L'innocuité de l'environnement doit être acquise afin que la détection d'une valeur non-conforme vous conduise à traiter cet écart, sans devoir faire l'hypothèse que cette non-conformité résulte exclusivement de l'environnement. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les coactivités étaient maîtrisées grâce aux plans de prévention. Les inspecteurs ont cependant relevé que certaines activités auxquelles ils ont assisté n'avaient pas fait l'objet d'un tel plan. Par ailleurs, ils soulignent que les plans de préventions sont élaborés de manière globale, et souvent annuelle. Ils ne sauraient donc constituer un outil adapté pour la maîtrise de la planification de l'ensemble de vos activités qui, comme l'équipe d'inspection a pu en subir les conséquences dans l'organisation de leurs supervisions, se décident pour certaines au jour le jour, voir heure par heure. Demande A26 : Je vous demande de mettre en place des analyses de coactivité afin de vérifier l'absence d'impact mutuel des activités et de pouvoir, le cas échéant, affiner la planification des activités qui seraient peu ou pas compatibles entre elles. ## Observations Terrain Portes Coupe Feu L'article 4.1.1 de la décision [3] dispose que « La démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie permet d'identifier et de justifier les secteurs et zones de feu de l'INB. Le recours aux secteurs de feu est retenu en priorité. ». Au cours de leurs visites, l'ensemble des équipes d'inspections ont observé un grand nombre de portes coupe-feu, délimitant des zones ou secteurs de feu, en position ouverte sans justification ni dispositions compensatoires. Certaines étaient volontairement bloquées dans cette position (portes bloquées par des objets ou attachées), d'autres bloquées à cause d'un frottement avec le sol ou encore en raison de l'absence, ou de l'insuffisance, des dispositifs automatiques de fermeture. Ils considèrent cette situation d'autant plus inacceptable qu'ils ont observé que certaines ouvertures se trouvaient en série, mettant à mal des secteurs de feu sur une partie importante de l'installation, ou encore concernaient des locaux sensibles du point de vue de l'incendie, comme des locaux abritant des équipements électriques de sauvegarde. Demande A27 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour que vos portes coupe-feu soient systématiquement maintenues fermées en dehors des moments de passage. ## Modifications De Relevés Manuscrits Sans Traçabilité Dans le cadre de la démarche d'examen de conformité et de maîtrise du vieillissement (démarche ECV), une mesure ultrason a été réalisée au point de contact référencé 3210-4153 de la colonne de dégazage R4 3210-2500 au cours de l'inspection. Cette opération étant réalisée sous tenue ventilée, un sas ventilé était mis en place à l'entrée du local. Les inspecteurs ont relevé lors de l'inspection sur la fiche de suivi de contrôle des sas renseignée et apposée sur le sas des reprises d'inscriptions manuelles et des ratures dans les cases de valeur de Delta P relevées à la première mise en service du caisson filtre neuf, de la valeur calculée pour la limite haute du ΔP et de valeur de ΔP mesurée les 21, 24 et 25 janvier 2022. Ils ont également relevé que ces deux premières valeurs n'étaient pas cohérentes avec celle indiquée sur un deuxième formulaire apposé sur le sas et intitulé « Fiche de vérification d'un sas d'intervention Orano Cycle ». Quand les inspecteurs ont appelé l'attention de vos représentants sur cette différence, ces derniers ont procédé à la reprise manuscrite de certaines valeurs en superposant à nouveau de nouvelles valeurs. Cette surcharge manuscrite rend difficile la lecture et ne permet pas d'attribuer la donnée à la personne qui l'a générée ni sa date. Elle doit donc être proscrite. Une vigilance particulière doit être apportée concernant le remplissage de ces fiches de contrôle. Demande A28 : Je vous demande de me transmettre la justification de la réalisation d'actions curatives visant à supprimer les surcharges manuscrites non tracées des affichages locaux. ## Eléments Importants Pour La Protection (Eip) Identification Des Eip L'article 2.5.1 de l'arrêté [2] dispose que « L'exploitant identifie les éléments importants pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour. 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. » Suite à l'inspection n° INSSN-CAE-2019-01863 du 28 février 2019, les inspecteurs s'étaient interrogés sur les modalités de maintenance et de contrôle de la pompe mobile de secours 3083-304, permettant de pallier une défaillance concomitante des pompes 3083-301 et 302 servant au refroidissement des condenseurs des évaporateurs de produits de fission de l'unité 4120. Estimant que la maintenance préventive, décrite alors, mais non encore formalisée de façon pérenne, gagnerait sans doute à être intégrée au référentiel réglementaire de l'exploitant, l'ASN vous avait demandé d'étudier l'opportunité d'intégrer ce contrôle à vos contrôles et essais périodiques référencés au chapitre 9 de vos RGE. Vous aviez alors pris l'engagement d'intégrer le bon fonctionnement de cette pompe au chapitre 9 des RGE de l'atelier R2. Les inspecteurs ont pu constater le respect de cet engagement. Au cours de la réunion de management visuel de l'atelier R2, tenue le 3 février 2022 en présence des inspecteurs, ces derniers ont constaté que cet équipement, essentiel à la sauvegarde des moyens de refroidissement des installations présentant les plus forts enjeux de cet atelier, n'était pas renseigné comme EIP sous la GMAO. Des investigations menées ont conduit vos représentants à confirmer que la pompe 3083-304 n'était effectivement pas identifiée comme un élément important pour la protection. Demande A26 : Je vous demande d'intégrer à la liste des EIP de l'atelier R2 la pompe mobile de secours 3083-304, sans omettre de mettre à jour en conséquence la GMAO, les gammes et les FIC concernées, ainsi que tout document pouvant être concerné dans votre référentiel. ## Connaissance Des Eip Le III de l'article 2.4.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose 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 (…)». Les inspecteurs ont interrogé différents intervenants des chantiers de maintenance et de CEP observés sur leur connaissance de la définition et du rôle des EIP, ainsi que sur leurs méthodes d'identification des EIP présents dans les locaux et objets des interventions. Il ressort de l'inspection que cette connaissance est perfectible, les intervenants de la plupart des ateliers contrôlés n'étant pas en mesure d'identifier dans leur environnement de travail les EIP ; et certains intervenants interrogés ont confondu les équipements importants au titre des intérêts protégés avec les équipements de protection individuels. Demande A29 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin que le personnel présent dans l'installation ait des notions suffisantes concernant la connaissance des EIP et soit en mesure de les identifier lors de leurs interventions. ## Cohérence Entre Rge Et Gmao Les CEP sur l'établissement de La Hague sont répartis en différentes catégorie : - R: Réglementaires : contrôles à réaliser en conformité avec la réglementation - P: Prescrits : contrôles soumis à des prescriptions issues du référentiel de sûreté (chapitre 9 des Règles Générales d'Exploitation) - E: Exploitation : contrôles et essais liés au besoin de l'exploitant, dont la nomenclature est définie par le chef d'installation - Q: Qualité : contrôles liés à la qualité du produit, issus des programmes de Contrôle Qualité - N: ESPN : contrôles liés au besoin des ESPN, issus des programmes de Surveillance Seuls les CEP prévus dans les RGE et donc de catégorie P sont concernés par l'AIP « maintenance » et ses deux exigences définies (ED) afférentes : le respect des périodicités de réalisation des contrôles périodiques et le respect des délais de remise en fonctionnement des équipements à disponibilité requise. Les inspecteurs ont examiné le chapitre 9 des règles générales d'exploitation, relatif aux contrôles, essais périodiques et maintenance, référencé 2014-062096 V9.0, de l'atelier R4. Ils se sont intéressés aux CEP de l'unité 5250 de réception et conditionnement des boîtes en étuis métalliques de l'atelier BST1 et plus particulièrement à celui relatif à la vérification de la distance torche-pièce (repère T-ZE 10). Ils ont relevé que ce contrôle est identifié de catégorie Q dans la GMAO alors qu'il devrait être identifié également P étant donné qu'il figure dans les RGE. La fréquence prévue pour ce CEP dans les RGE est cependant respectée. Certaines FIC permettent de réaliser plusieurs CEP identifiés dans les RGE sans que ce soit identifié dans la FIC. Un travail d'identification de la référence du plan de maintenance pour chaque CEP visé au chapitre 9 des RGE a été réalisé pour l'atelier R4 et formalisé dans un document passerelle entre la GMAO et le chapitre 9 des RGE référencé ELH-2007-001923. Les inspecteurs ont consulté la version projet « master 2 » de ce document pour l'atelier R4. Ils ont vérifié par sondage ce document sur l'unité 5120 de conversion. Les inspecteurs ont notamment consulté la gamme relative à la vérification du seuil de débit bas et report au Tableau de Sécurité (TS) de l'air de balayage de la cuve 5120-1100 (repère R4/5120/RES/1100/CAPQ/QIC1100-1). Cette gamme est associée au CEP indiqué au chapitre 9 des RGE et dont la nature du contrôle indiquée est : « la vérification du calage de l'alarme basse du débit d'air de balayage cuve 1100 et des reports d'alarme et la vérification et l'essai de bon fonctionnement du débitmètre ». Cette gamme fait référence à un rotamètre et non à un débitmètre comme indiqué dans les RGE. De plus, sur cette gamme, il est indiqué que le débit nominal de réglage de 1220 NL/h correspond à 61% de l'échelle du rotamètre. Les personnels rencontrés ont indiqué que cette correspondance était une donnée du constructeur et que cela n'avait jamais été revérifié depuis l'installation de ce rotamètre, il y a plus d'une vingtaine d'années. Les inspecteurs ont également relevé que l'essai décrit dans les RGE chapitres 9, au paragraphe 2.7., dans le cadre des essais périodiques des équipements noyau dur mis en œuvre dans le cadre d'un Plan d'Urgence Interne (PUI) ND, pour le repère QI 1100-1 de l'unité 5120, est défini comme « la mesure du débit d'air de balayage de remédiation de la cuve 5120-1100 » et la nature des contrôles à réaliser était les suivants : « vérification du calage de l'alarme basse du débit d'air de balayage cuve 1100 et des reports d'alarme (cf. paragraphe 2.1.2.) » et « vérification et essai de bon fonctionnement du débitmètre ». Le paragraphe 2.1.2. de ce chapitre fait référence au repère QAB 1100 et aux contrôles suivants : « vérification du calage de l'alarme basse du débit d'air de balayage cuve 1100 » et « vérification des reports d'alarme sur PCI et TS ». Dans le document passerelle cité précédemment, le repère RGE QAB 1100-1A/B est associé au Repère Géographie Fonctionnel (RGF) GMAO (Gestion de Maintenance Assistée par Ordinateur) 5120/RES/1100/CAPQ/QIC11001 avec des contrôles identifiés identiques à ceux du paragraphe 2.1.2. du chapitre 9 des RGE. Il manque donc le contrôle de «vérification et essai de bon fonctionnement du débitmètre » cité au paragraphe 2.7. Demande A30 : Je vous demande de revoir la catégorie du CEP relatif à la vérification de la distance torche-pièce (repère T-ZE 10) de l'atelier R4 dans la GMAO afin de bien lui associer les exigences associées à un CEP « P ». Demande A31 : Je vous demande de vérifier la qualification du rotamètre utilisé lors de la vérification du seuil débit bas et report au TS relative à l'air de balayage de la cuve 5120-1100. Demande A32 : Je vous demande de vous engager sur le délai de finalisation de la dernière version du document passerelle entre la GMAO et le chapitre 9 des RGE référencé ELH-2014-062096 et de me le transmettre une fois qu'il sera finalisé. Vous veillerez à la prise en compte des remarques précisées ci-dessus notamment à ce que les natures des contrôles indiqués au chapitre 9 de vos RGE correspondent aux contrôles réalisés sur vos EIP et repris dans le document passerelle. Vous clarifierez également la différence faite entre les repères cités précédemment QAB 1100-1A/B et QIC11001. Demande A33 : D'une manière plus générale, je vous demande de vous assurer de l'absence d'erreurs similaires à celles relevées au niveau de l'atelier R4 dans les documents passerelles entre la GMA0 et le chapitre 9 des RGE des autres ateliers de l'établissement de La Hague. Vous m'indiquerez les actions mises en œuvre en conséquence et me transmettrez les documents passerelles finalisés. B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES ## Heure Gmt L'article 3.2-I de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « La démonstration de sûreté nucléaire est réalisée selon une démarche déterministe prudente. Cette démarche intègre les dimensions techniques, organisationnelles et humaines et prend en compte l'ensemble des états possibles de l'installation, qu'ils soient permanents ou transitoires. ». Les inspecteurs ont relevé que l'heure affichée dans vos salles de surveillance n'était pas l'heure locale, mais l'heure GMT. Vos systèmes de supervision de procédés sont également réglés sur l'heure GMT. Les inspecteurs ont observé que les heures notées dans vos différents documents d'exploitation (cahier de marche, cahier de suivi de la coactivité, etc) étaient effectivement relevées en heure GMT. Néanmoins, les inspecteurs ont observé que les ordinateurs de bureautique des salles de surveillance indiquaient quant à eux les heures locales. Ils ont, par sondage dans différents ateliers, demandé aux opérateurs en salle de surveillance de leur indiquer l'heure et environ la moitié d'entre eux, agents Orano et intervenants extérieurs, ont spontanément parlé en l'heure locale. Vos représentants leur ont indiqué que le personnel Orano d'exploitation était habitué à cette pratique mais qu'elle induisait néanmoins une période d'hésitation lors des changements d'heure été / hiver. Ils leur ont indiqué que cette disposition ne concernait pas le personnel de maintenance qui s'exprime en heure locale. Enfin, ils ont précisé qu'afin d'éviter les confusions, l'heure de référence en cas de situation de crise était bien l'heure locale et non plus l'heure GMT. Dans ce contexte, les inspecteurs considèrent que l'usage de l'heure GMT en salle de surveillance est une source potentielle d'erreur. La prise en compte de facteurs sociaux, organisationnels et humains (FSOH) citée par l'arrêté du 7 février 2012 [2] doit conduire à l'utilisation de référentiel robuste ne constituant pas des pièges potentiels pour les opérateurs. Demande B1 : Je vous demande d'analyser le rapport bénéfice risque de l'usage de l'heure GMT en salle de surveillance et de vous positionner sur l'intérêt d'une telle pratique en considérant les aspects des FSOH. ## Détection Des Écarts L'article 2.6.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [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. » Quelques sources possibles de détection d'écart existantes sur l'établissement de La Hague ont été examinées par les inspecteurs : demandes de prestation de discordance (DPD) pour les CEP, contrôles par sondage formalisés par GEMBA, réunions de management visuel… Vos représentants ont indiqué qu'une revue hebdomadaire des GEMBA allait être mise en place afin de s'assurer que les sujets relevant d'un écart sont bien traités en tant que tel et pas uniquement en tant que défaut. Pour les DPD, les logigrammes de l'annexe 6 de la procédure ELH-2003-013641 intitulée « Traitement des écarts visà-vis des domaines sûreté, environnement, radioprotection et transport (classement-informationdéclaration » permettent d'expliciter le traitement en écart ou non. Vous disposez également d'un dispositif d'amélioration continue, le M350, permettant à tout intervenant, Orano ou non, de faire remonter une remarque en lien avec un CEP ou une maintenance, qui remonte ensuite vers le technicien méthodes pour prise en compte. Vous avez d'ailleurs défini un indicateur portant sur le pourcentage de M350 traités/créés dans votre processus « MIN » (Maintenir les Installations au Nominal). Les inspecteurs ont relevé que la connaissance et l'utilisation de ce dispositif M350 était très disparates entre les ateliers. Certains ont découvert son existence à l'occasion de l'inspection et d'autres l'utilisent et le suivent régulièrement. Pour certains, ce sont des anomalies à faire remonter par les prestataires ; pour d'autres cela concerne l'ensemble des intervenants. Demande B2 : Je vous demande d'identifier toutes les sources possibles de détection de défaut pouvant potentiellement relever d'un écart au titre de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. Pour chacune de celles-ci, vous identifierez de quelle façon la vérification du fait qu'il s'agit bien d'un défaut et non d'un écart est réalisée et formalisée. Vous me transmettrez le résultat de ce recensement. Demande B3 : Je vous demande de clarifier les objectifs et modes d'utilisation de l'outil M350 auprès de vos équipes afin de généraliser son utilisation. ## C. Observations Observation C1 :Les inspecteurs ont assisté à une partie de la ronde de contrôle de la ventilation de l'atelier R7 dénommée « Ronde RGE dépression BP n°2 ». Ils ont relevé que certaines limites basses et hautes des paramètres à vérifier n'était pas facilement identifiables sur le terrain, ces valeurs ne correspondant pas à une graduation des appareils de mesure (par exemple, la limite haute de la valeur lue sur le capteur R7-26309 PDI 56.3/607-4 est fixée à 2.65 mbar alors que le manomètre est gradué de 0,1 en 0,1 mbar). Observation C2 :Dans l'atelier R1, les inspecteurs ont contrôlé la consignation de certains équipements préalablement à une opération de maintenance. Les inspecteurs observent que certains moyens destinés à s'assurer de la consignation pourraient être plus opérationnels : numéros de cadenas peu lisibles, moyens de fixation des étiquettes de consignation non adaptées (étiquette retrouvée par terre). Observation C3 :Lors d'une visite à proximité d'aéroréfrigérants assurant le refroidissement de l'eau d'une piscine d'entreposage d'assemblages de combustible, les inspecteurs ont relevé la présence de déchets conventionnels de différentes tailles (nappes en caoutchouc, cylindre de grand diamètre en acier, etc.). L'ASN observe que l'évacuation de tout déchet à proximité d'aéroréfrigérants participe à la protection des intérêts protégés notamment en cas d'aléas de type « vent extrême ». Vous voudrez bien me faire part sous quatre 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. Pour le président de l'ASN et par délégation, L'inspecteur en chef Signé par Christophe QUINTIN
INSSN-LYO-2022-0390	Lyon, le 21 février 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-009703 ORANO Chimie Enrichissement Monsieur le directeur BP 16 26701 PIERRELATTE CEDEX Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano CE - INB n° 178 et 179 - Parcs d'entreposage du Tricastin Inspection n° INSSN-LYO-2022-0376 du 8 février 2022 Thème : Respect des engagements 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 n° 2013-DC-0360 modifiée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des INB [4] Arrêté du 23 octobre 2020 relatif aux mesurages réalisés dans le cadre de l'évaluation des risques et aux vérifications de l'efficacité des moyens de prévention mis en place dans le cadre de la protection des travailleurs contre les risques dus aux rayonnements ionisants ## 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 parcs d'entreposage du Tricastin (INB n° 178 et 179) du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement de Pierrelatte a eu lieu le 8 février 2022 sur le thème du 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 février 2022 des parcs d'entreposage du Tricastin concernait le respect des engagements pris par Orano envers l'ASN. Les engagements examinés font suite aux événements significatifs survenus sur les installations et aux inspections menées par l'ASN ainsi qu'au dernier réexamen de sûreté. Il ressort de cette inspection que l'exploitant gère les engagements pris envers l'ASN de manière satisfaisante. Les inspecteurs ont notamment noté le travail remarquable réalisé par l'exploitant pour satisfaire tous les engagements pris suite à l'instruction du dossier de réexamen et dont les échéances ont été fixées au 31 décembre 2021 ainsi que le travail d'ampleur réalisé jusqu'alors à l'effet de vidanger ou de démanteler au plus tôt les emballages devant être traités avant la fin de l'année 2024 ou 2025. L'ASN relève comme notable la qualité du travail réalisé à toutes les étapes d'instruction du dossier de réexamen des parcs des INB n os 178 et 179. Des améliorations sont cependant attendues concernant la traçabilité des contrôles réalisés sur les rétentions des citernes des parcs. ## A. Demandes D'Actions Correctives Rétentions L'article 4.3.3. de l'arrêté INB [2] précise que « 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 ; […]». L'article 4.3.4 de la décision « Environnement » modifiée [3] ajoute que « I. - Les contrôles, les essais périodiques et la maintenance des éléments importants pour la protection visent à garantir au minimum : - le bon état et l'étanchéité des canalisations ou tuyauteries, des rétentions, des réservoirs et capacités ; […] » A la suite de l'inspection menée le 4 décembre 20181, l'ASN vous avait demandé de renforcer la surveillance des rétentions des citernes LR65, qui ne disposent pas d'alarme automatique de détection de liquide. Or, la présence fréquente de liquides dans ces rétentions, notamment à la suite d'intempéries, peut entrainer des questionnements sur la contamination ou non des liquides et leur origine (fuite de la citerne ou non). De plus, une perte de vigilance de la part des opérateurs est également à prévoir. Vous avez alors étudié la possibilité de mise en œuvre d'une détection automatique de liquide, permettant de différentier les eaux pluviales des liquides provenant des citernes. Or à la fin de l'année 2021, les études et essais menés sur la détection automatique n'ont pas été concluants. Par conséquent, les dispositions transitoires mises en place, soit un contrôle de niveau 0 mis en œuvre tous les 15 jours, sont aujourd'hui pérennes et précisées dans le projet de fiche EIP2 TRICASTIN-21-047995 en cours de signature. Par ailleurs, l'exploitant a précisé aux inspecteurs que lorsque du liquide est présent dans les rétentions des LR65, il n'est pas analysé systématiquement, mais uniquement lorsqu'il est pompé, ce qui permet de l'évacuer vers les bonnes filières. Ces pratiques ne permettent pas de s'assurer de l'intégrité des citernes. De plus, la procédure TRICASTIN-20-006418 concernant les modalités d'application et de surveillance des opérations de contrôles et de réfection des rétentions des parcs DEX/LOG prévoit la réalisation d'un test au papier pH en cas de présence de liquide détectée lors du contrôle de niveau 0. Cependant, la fiche de contrôle ne prévoit pas la traçabilité de ce test. A1 : Je vous demande de vérifier et de tracer les signes de perte d'intégrité des citernes lors des contrôles de niveau 0 réalisés sur les rétentions des citernes LR65, notamment en cas de liquides détectés. Les inspecteurs ont relevé que la procédure générale TRICASTIN-11-00462 concernant les contrôles des ouvrages rétentionnés, rétentions mobiles, armoires rétentionnées sur le périmètre des établissements Orano Tricastin a été mise à jour à la suite du « groupe de travail Rétentions » mené depuis 2018. Dans ce même contexte, l'exploitant a présenté la nouvelle trame de contrôle visuel annuel des rétentions. Les inspecteurs ont relevé qu'elle ne prévoit pas la présence de rouille, principale anomalie pouvant être constatée sur les rétentions des citernes LR35. Par conséquent, la trame de contrôle visuel des rétentions devra être adaptée aux rétentions présentes sur les parcs avant les prochains contrôles prévus très prochainement. Les inspecteurs ont consulté les PV de contrôle visuels et renforcés annuels des citernes LR35 pleines. Dans les fiches d'enregistrement des PV de contrôles, l'opérateur coche systématiquement le constat « Autre (à préciser) » pour renvoyer à la fiche de surveillance détaillée. Cette pratique laisse penser qu'il existe systématiquement une anomalie acceptable sur les rétentions, alors que ce n'est pas toujours le cas. Sans anomalie constatée, l'opérateur devrait cocher « Aucun constat ». Par ailleurs, la procédure générale TRICASTIN-11-00462 citée plus haut précise la conduite à tenir en cas d'anomalie détectée, en fonction du niveau de dégradation et du danger associé à l'ouvrage rétentionné. Les inspecteurs ont relevé que des anomalies mineures ont été détectées lors des contrôles visuels annuels des citernes LR35 (rouille naissante pas exemple). Or les suites qui doivent être données pour le traitement ou non de ces anomalies ne sont pas tracées sur la fiche de contrôle (avis de panne, ouverture d'un constat, anomalie à suivre, etc.). Par ailleurs, ces informations sont prévues sur la fiche de contrôle de niveau 0 des citernes LR65, mais ne sont pas remplies. A2 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour que la trame des contrôles des rétentions : - soit adaptée aux rétentions utilisées sur les parcs d'entreposage, et ce avant le prochain contrôle annuel prévu prochainement ; - précise les suites à donner pour le traitement ou non de ces anomalies. Vous veillerez à ce que les fiches d'enregistrement soient remplies sans ambiguïté quant aux anomalies constatées et aux suites à donner. ## Contrôle Technique L'article 2.5.3 de l'arrêté INB [2] 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 accomplie ». Les inspecteurs ont consulté les fiches d'enregistrement de PV de contrôles visuels et renforcés des citernes LR35. Ils ont relevé que ces contrôles périodiques font bien l'objet d'un contrôle technique mais que celui-ci est un contrôle documentaire et pas un contrôle du geste réalisé. La procédure TRICASTIN-20-006418 citée plus haut confirme ce point et ajoute que le responsable du contrôle technique ne doit pas avoir participé au contrôle de niveau 0 ni à la visite de surveillance (contrôle visuel) des rétentions. A noter qu'il n'y a pas de précision dans ce document concernant le contrôle technique du contrôle renforcé. De plus, le guide méthodologique de définition des EIP/AIP3 d'Orano, référencé TRICASTIN-13003702, précise que la « réalisation des Contrôles et Essais périodiques (CEP) décrits dans les RGE4» constitue une AIP dont l'exigence définie spécifique est le « respect de la GOP/MOI5». La méthodologie du contrôle technique associé à cette AIP est la « validation du CEP » et l'exigence de ce contrôle technique est la « vérification de la réalisation du CEP conformément au MOI/GOP et formaliser la remontée d'information en cas de non-conformité ». A3 : Je vous demande de justifier que les dispositions mises en œuvre dans le cadre des CEP des citernes permettent de répondre au contrôle technique prévu à l'article 2.5.3. de l'arrêté INB [2]. ## Dispositions De Limitations Des Conséquences De La Chute D'Un Cylindre L'exploitant s'est engagé dans le cadre de l'instruction associée au rapport de conclusion du réexamen périodique des parcs en exploitation des INB nos 93, 178 et 179 à, avant le 31 décembre 2021 : - analyser l'état de la potence de manutention des coques supérieures et prendre en compte son état dans la définition des dispositions associées (engagement no 11) ; - évaluer les conséquences radiologiques et chimiques consécutives à une perte de confinement des cylindres UF6 présents dans le bâtiment P01-55 en cas de séisme et, le cas échéant, retenir des dispositions de limitation des conséquences (engagement no 29) ; - évaluer les conséquences radiologiques et chimiques d'une chute de la potence du bâtiment d'encoquage du parc P9 sur des cylindres UF6 en cas de séisme et, le cas échéant, retenir des dispositions de limitation des conséquences (engagement no 30). En réponse à ces engagements, l'exploitant a évalué les conséquences associées à la chute d'un cylindre. L'exploitant conclut notamment en l'absence d'atteinte du seuil d'effet irréversible au-delà de certaines distances d'un cylindre ayant perdu son confinement ; distances de plusieurs mètres pour lesquelles l'exploitant indique que tout opérateur sera au-delà moins d'une minute après tout évènement et donc préalablement à toute dispersion significative de matières. Les inspecteurs ont interrogé l'exploitant sur les teneurs en uranium potentiellement atteintes en deçà de ces distances. L'exploitant a indiqué ne pas avoir évalué ces teneurs et ne pas avoir encore décliné opérationnellement tant les hypothèses retenues que les résultats des évaluations réalisées (les notes d'évaluation datant du début du mois de février 2022). A4 : Je vous demande de décliner opérationnellement tant les hypothèses que les résultats des évaluations des conséquences associées à la rupture du confinement d'un cylindre réalisées dans le cadre des engagements nos 11, 29 et 30 que vous avez pris suite à l'instruction associée à votre rapport de conclusion de réexamen périodique des parcs. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Vérifications Initiales De La Radioprotection Les articles R. 4451-40 R. 4451-44 du code du travail précisent que les équipements de travail, les sources de rayonnements ionisants et les lieux de travail doivent faire l'objet de vérifications initiales par un organisme externe accrédité. De plus, l'arrêté « Vérifications au titre du code du travail » [4] précise, dans son annexe II que le rapport de vérification initiale doit contenir notamment « […] e. Localisation des points de mesures (plans, photographies, cartes, etc.) ». Les inspecteurs ont relevé que le dernier rapport de contrôle d'ambiance externe réalisé du 15 novembre 2021 au 26 novembre 2021 et référencé CDP/ETD/1609/21.0021 ne contient pas les plans des installations. L'exploitant a précisé que le rapport serait mis à jour pour les intégrer. B1 : Je vous demande de me transmettre le rapport de contrôle d'ambiance externe réalisé du 15 novembre 2021 au 26 novembre 2021 mis à jour en intégrant les plans des installations. ## Fiches Eip Les articles 2.5.1 et 2.5.2 de l'arrêté INB [2] précisent que l'exploitant identifie les éléments et les activités importants pour la protection, ainsi que les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour. Les inspecteurs ont relevé qu'Orano a effectué une revue de conformité des fiches EIP avec le référentiel de sûreté des installations, comme demandé dans le courrier de suite de l'inspection menée le 20 janvier 20206 et a mis à jour les fiches des EIP des parcs comme il s'y était engagé7. Il ne reste plus que deux fiches en cours de signature. B2 : Je vous demande de me transmettre les fiches EIP une fois qu'elles seront signées. ## C. Observations Point De Mesure De Dose Non Influencées Par Les Activités Industrielles L'exploitant s'est engagé dans le cadre de l'instruction associée au rapport de conclusion du réexamen périodique des parcs en exploitation des INB nos 93, 178 et 179 à justifier, avant le 31 décembre 2021, que les valeurs de dose mesurées au niveau du dosimètre de référence du site ne sont pas influencées par des activités industrielles et, à défaut de toute justification, de retenir une dose ambiante équivalente à celle mesurée dans l'environnement du site et non influencée par des activités industrielles. Pour décliner cet engagement, l'exploitant a indiqué retenir à compter du 1er janvier 2021 les valeurs de dose mesurées au niveau du dosimètre référencé « DD5 » comme valeurs de dose ambiante sans influence d'une activité industrielle. L'exploitant a présenté aux inspecteurs l'évolution des valeurs de dose mesurées au niveau du dosimètre « DD5 » et transmis la FEM/DAM référencée TRICASTIN-21008395 et le dossier d'écart référencé 19T-000335. Les inspecteurs ont relevé que les valeurs de dose mesurées au niveau du dosimètre « DD5 » sont similaires aux valeurs mesurées au niveau d'autres dosimètres et ne présentent aucune augmentation non expliquée, à l'inverse des valeurs mesurées au niveau du dosimètre « D0 ». Les inspecteurs ont également relevé la complétude de toutes les informations indiquées dans la FEM/DAM et le dossier d'écart, dont les références de plusieurs compte-rendu de réunions associées à un groupe de travail spécifique à la détermination des causes de l'évolution des valeurs de dose mesurées au niveau de la balise « D0 ». Toutefois, aucune cause de cette évolution n'a pu être déterminée à ce jour. C1 : Une analyse, selon une périodicité à définir, des valeurs de dose mesurées au niveau du dosimètre « D0 », à l'effet de déterminer les causes potentielles de leur évolution, constituerait une démarche d'amélioration de la connaissance de l'environnement dosimétrique du site. ## Dispositions De Limitation Des Conséquences Dans Le Cas D'Une Situation Accidentelle 6 L'exploitant s'est engagé dans le cadre de l'instruction associée au rapport de conclusion du réexamen périodique des parcs en exploitation des INB nos 93, 178 et 179 à décrire, avant le 31 décembre 2021, dans un document constitutif des référentiels de sureté de ces INB, toutes les dispositions tant organisationnelles que matérielles spécifiques de gestion d'une situation incidentelle ou accidentelle telle que la dispersion de matières radioactives consécutive à la rupture d'une ou plusieurs barrières de confinement statique ou un incendie et à justifier que ces dispositions et leurs délais de mise en œuvre sont en adéquation avec les scénarios des évènements redoutés, leurs cinétiques et la maitrise des risques de réactions en chaîne. L'exploitant a indiqué au cours de l'inspection prévoir le recours à la cryogénie au niveau d'une zone potentielle de percement d'un cylindre, sans toutefois, avoir justifié l'absence de risque de réactions en chaîne induit par cette cryogénisation susceptible d'induire une condensation de l'humidité de l'air et donc une modification du milieu fissile de référence à plus ou moins long terme du fait de la réaction de l'eau avec l'hexafluorure d'uranium. C2 : La justification de l'absence de tout risque de réactions en chaîne dans le cas de l'utilisation de la cryogénie consécutivement au percement d'un cylindre constituerait une amélioration notable de la complétude technique du référentiel de sûreté. ## Désentreposage De Conteneurs L'exploitant s'est engagé dans le cadre de l'instruction associée au rapport de conclusion du réexamen périodique des parcs en exploitation des INB nos 93, 178 et 179 à indiquer, avant le 31 décembre 2021, les dispositions de protection des intérêts protégés au cours des opérations de désentreposage d'un conteneur et à en justifier la suffisance. L'exploitant a transmis aux inspecteurs une analyse dite « de sûreté » relative aux opérations de désentreposage. N'examinant l'analyse de sûreté uniquement pour ce qui concerne les opérations de désentreposage des fûts et des conteneurs contenant du sesquioxyde d'uranium, les inspecteurs ont notamment relevé la définition de dispositions circonstanciées associées à l'entreposage ou de désentreposage de certains conteneurs de type DV70. Toutefois, les inspecteurs ont relevé que l'exploitant ne définit pas de disposition spécifique pour le désentreposage de fûts de sesquioxyde, y compris considérant le risque de percement d'un fût par une fourche. L'exploitant a indiqué au cours de l'inspection que la formation des agents en charge des opérations de manutention constitue une disposition dont la robustesse est démontrée par le retour d'expérience des opérations de désentreposage déjà réalisées. C3 : L'indication de la justification de la suffisance de la formation des opérateurs au cours des opérations de désentreposage de fûts de sesquioxyde d'uranium dans l'analyse dite « de sûreté » relative aux opérations de désentreposage constituerait une amélioration notable. ## Durabilité Des Éléments Constitutifs Des Conteneurs Ou Emballages 7 L'exploitant s'est engagé dans le cadre de l'instruction associée au rapport de conclusion du réexamen périodique des parcs en exploitation des INB nos 93, 178 et 179 à, avant le 31 décembre 2021 : - indiquer les dispositions de protection des intérêts protégés au cours des opérations de désentreposage d'un type de conteneur et à en justifier la suffisance ; - justifier la maîtrise du vieillissement de tous les éléments constitutifs d'une barrière de confinement statique. Il sera pris en compte leur durée d'utilisation, les contraintes éventuelles auxquelles ils sont soumis, les phénomènes prévisibles de vieillissement et les interactions chimiques ou radiologiques entre ces éléments et les matières entreposées. L'exploitant a transmis aux inspecteurs des notes relatives à la durabilité des joints d'étanchéité qui composent les couvercles des fûts métalliques de 200 litres et des conteneurs de type DV70 ainsi qu'une analyse dite « de sûreté » relative aux opérations de désentreposage. Les inspecteurs ont noté la qualité des notes relatives à la durabilité des joints d'étanchéité même si celles-ci ne présentent aucune interprétation des observations de joints réalisés sur des fûts entreposés dans les parcs actuels des INB n os 178 et 179. A cet égard, l'exploitant a présenté aux inspecteurs plusieurs photographies de joints qui composaient des fûts entreposés depuis longtemps. N'examinant l'analyse de sûreté uniquement pour ce qui concerne les opérations de désentreposage des fûts et des conteneurs contenant du sesquioxyde d'uranium, les inspecteurs ont notamment relevé la définition de dispositions circonstanciées associées à l'entreposage ou de désentreposage de certains conteneurs de type DV70. C4 : L'intégration dans les notes relatives à la durabilité des joints d'étanchéité qui composent les couvercles des fûts métalliques de 200 litres et des conteneurs de type DV70 des observations de joints réalisés sur des fûts entreposés dans les parcs actuels des INB n os 178 et 179 constituerait une amélioration notable. 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-2022-0367-	Référence courrier : CODEP-LYO-2022-007470 Lyon, le 11 février 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-2022-0367 du 07/02/2022. 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 des installations TU5 et W (INB n° 155) du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement de Pierrelatte a eu lieu le 7 février 2022 sur le thème du 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 7 février 2022 a porté sur l'examen du respect des engagements pris par Orano CE envers l'ASN sur l'installation nucléaire de base n°155 et sur l'usine W. Ces engagements font notamment suite à l'analyse des événements significatifs survenus sur les installations et aux inspections menées par l'ASN en 2019, 2020 et 2021. Les inspecteurs ont également contrôlé la tenue d'engagements en lien avec le réexamen périodique (dossier de 2014) de l'atelier TU5. Il ressort de cette inspection que l'exploitant respecte les engagements pris envers l'ASN de manière satisfaisante. En effet, pour les engagements et les sujets abordés et sélectionnés par échantillonnage, l'exploitant a été en mesure d'apporter des preuves de réalisation de la totalité des actions auxquelles il s'était engagé. Concernant les engagements étudiés lors de l'inspection, les inspecteurs ont relevé une amélioration de la rigueur du remplissage de la GMAO (base CONSTAT) de l'exploitant, en particulier sur les éléments de preuve de réalisation des actions, systématiquement reportés en pièces jointes. Les inspecteurs se sont rendus sur les installations, notamment dans le local 209 et la « terrasse » de l'atelier TU5, ils soulignent le bon niveau de propreté de locaux visités. ## A. Demandes D'Actions Correctives W2 - Affichage Sur Le Sas Du Local 202 De L'Usine W2 Lors de leur visite des installations, les inspecteurs se sont rendus dans le local 202 de l'usine W2 afin d'inspecteur le nouveau sas fixe de ce local. Le local en lui-même semble satisfaisant, néanmoins plusieurs affichages accolés sur ce sas ne permettent pas de savoir s'il est utilisable. En détail, une indication « sas non réceptionné » écrite à la main sur un scotch collé sur la porte du sas, en date d'avril 2021. Un deuxième scotch mentionne « Ne pas utiliser », également de manière manuscrite. Par ailleurs, un troisième affichage avec une date ultérieure à avril 2021 présente l'habillage requis pour entrer dans le sas. Ce dernier peut donc être compris de manière implicite comme autorisant une entrée dans le sas, sous condition du port des équipements de protection individuelle (EPI) nécessaires. Par la suite l'exploitant a expliqué que le sas n'est pas encore réceptionné officiellement car il manque une balise spécifique de détection radiologique. Celle-ci est commandée mais non encore réceptionnée. La situation actuelle du sas interdit les interventions nécessitant le port d'équipement de protection des voies respiratoires (EPVR). Dès lors que les opérations et l'état de propreté radiologique du local ne nécessite pas d'EPVR, l'accès au sas et au local sont autorisés. Les inspecteurs jugent que les affichages présents sur le sas ne permettent pas de rendre compte des conditions réelles d'accès. Demande A1 : Je vous demande de retirer les affichages présents sur le sas du local 202 de l'usine W2 et d'y apposer un nouvel affichage ne laissant pas la place à l'ambiguïté sur les conditions d'accès à ce sas. ## Em3 - Mode Opératoire Du Resserrage De La Visserie Du Système De Fermeture Des Robinets Pointeaux En réponse à la lettre de suite de l'inspection du 14 juin 2021 sur le thème des contrôles et essais périodiques (CEP) vous vous étiez engagé à mettre à jour le mode opératoire référencé TRICASTIN- 19-004296 pour y ajouter la mention du resserrage de la visserie du carter du renvoi d'angle, et non uniquement du carter en façade du système. Les inspecteurs ont consulté ce mode opératoire. S'il a bien été mis à jour, la mention de resserrage des carter et la photo associée n'ont pas été modifiées. Il n'est donc pas clairement stipulé que la visserie du carter de renvoi d'angle est aussi concernée par le CEP. Demande A2 : Je vous demande de mettre à jour le mode opératoire TRICASTIN-19-004296 afin de préciser spécifiquement le resserrage de la visserie du carter de renvoi d'angle. Le cas échéant vous pourrez ajouter un visuel clair sur la photo associée. ## B. Demandes D'Informations Complementaires 3 Tu5 - Prise D'Échantillons (Pe) Sur Le Lr65 No 004 De L'Événement Significatif Du 28/01/2021 Dans le cadre du compte-rendu de l'événement significatif déclaré le 28 janvier 2021 relatif au dégagement de vapeurs nitreuses lors d'une opération de prise d'échantillon sur une citerne LR65 à l'atelier TU5, vous vous étiez engagé à réaliser une prise d'échantillon et de retourner le LR65 no 004 sur le parc P04. L'exploitant a rencontré divers problèmes lors de la mise en place des nouvelles dispositions afin de réaliser cette PE sur le LR65 concerné. Il en a tenu informée l'ASN lors d'échanges par courriel et téléphone, ainsi que lors de l'inspection objet de la présente lettre. A date de l'inspection, la solution finale ainsi que les délais associés sont encore en cours de définition. Demande B1 : Je vous demande de m'informer sur les solutions techniques retenues ainsi que les délais associés pour réaliser les PE sur le LR65 no 004. Dès lors que les solutions seront définies, vous m'informerez également sur les modalités de traitement de ce LR65, contenant et contenu. ## Shf3 - Retour D'Expérience (Rex) Sur Les Défaillances Des Pompes De L'Atelier Shf3 En réponse à la lettre de suite de l'inspection du 20 juillet 2021 sur le thème de la gestion des rejets gazeux, vous vous étiez engagé à faire un REX des défaillances des pompes de SHF3 et de proposer un plan d'actions pour diminuer les remplacements anticipés de pompes. L'origine du problème a bien été identifiée (lié au changement de fournisseur des membranes des pompes par l'assembleur), mais les solutions techniques ne sont pas définies. Demande B2 : Je vous demande de me tenir informé des solutions techniques envisagées ainsi que les délais-cibles associés. ## Thf2 - Liquide Présent En Fond De Rétention Sous La Cuve De Récupération Des Effluents Des Vestiaires De L'Atelier Thf2 4 En réponse à la lettre de suite de l'inspection du 22 janvier 2019 sur le thème du respect des engagements, vous vous étiez engagé à mettre en place un dispositif permettant l'étanchéité de la trappe de visite de la rétention de la cuve recueillant les effluents des vestiaires de l'atelier THF2. Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont vérifié que l'exploitant a bien mis en place un joint sur le pourtour de la trappe de visite de la rétention précitée. Celui-ci semble adapté et en bon état. Cependant la rétention présente encore un faible niveau de liquide. Les inspecteurs et l'exploitant se sont interrogés sur l'origine de ce liquide. Par la suite, l'exploitant a transmis par courriel une explication possible de l'origine de ce liquide qui pourrait être de l'eau de condensation sur les canalisations d'effluents des vestiaires de THF2, ayant une température plus élevée que l'ambiance extérieure. Demande B3 : Je vous demande de me préciser les actions correctives envisagées ainsi que les délais associés. ## C. Observations C1 : Tu5 - Remplacement Des Batteries De L'Onduleur No 11 De L'Atelier Tu5 C1 : En réponse à l'inspection du 24 novembre 2020 relative à l'état des systèmes et leur vieillissement, vous aviez pris l'engagement de remplacer le circuit de batteries de l'onduleur n o 11 de l'atelier TU5. L'exploitant a expliqué que le remplacement avait été effectué, sans pour autant pouvoir produire de justificatif dans le délai de l'inspection. Celui-ci a transmis le lendemain par courriel le PV de requalification du circuit des batteries de l'onduleur n o 11 de l'atelier TU5, en date du 18 janvier 2022. L'engagement est donc considéré comme soldé. 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. 5 Enfin, conformément à 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 6
INSSN-LYO-2022-0355	Lyon, le 23 février 2022 Réf. : CODEP-LYO-2022-008210 Monsieur le directeur Orano CE Tricastin BP 16 26701 PIERRELATTE cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Orano Chimie-Enrichissement - INB n° 105 et usine Philippe Coste Inspection n° INSSN-LYO-2022-0355 du 8 février 2022 Thème : Respect des engagements Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Décision ASN n° CODEP-CLG-2020-038011 du 23 juillet 2020 ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base prévu en référence [1] aux articles L. 596-1 et suivants du code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 8 février 2022 sur l'INB n°105 exploitée par Orano Chimie Enrichissement, y compris sur l'usine Philippe Coste, implantée sur le site nucléaire 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 février 2022 portait sur l'examen du respect d'engagements pris par Orano Chimie - Enrichissement envers l'ASN pour les installations comprises dans le périmètre de l'INB n°105 (installations INB et ICPE arrêtées et usine Philippe Coste). Ces engagements faisaient notamment suite à l'analyse des événements significatifs survenus sur les installations et aux inspections menées par l'ASN. Il ressort de cette inspection que l'exploitant respecte les engagements pris envers l'ASN de manière satisfaisante. En effet, pour les engagements et les sujets abordés et sélectionnés par échantillonnage, l'exploitant a été en mesure d'apporter des preuves de réalisation de la totalité des actions auxquelles il s'était engagé. De plus, les inspecteurs se sont rendus sur les installations, notamment au niveau des structures 900 et 100E et ils soulignent le bon niveau de propreté de locaux visités. Cependant, l'exploitant doit apporter plus de rigueur dans le suivi des demandes issues des décisions de l'ASN. ## A. Demandes D'Actions Correctives Respect des échéances de prescriptions techniques encadrant le démantèlement de l'INB 105 L'article 3 de la décision ASN en référence [2] dispose que : « Orano Cycle transmet à l'ASN, au plus tard le 31 décembre de chaque année, un état de l'avancement : − des actions mises en œuvre pour respecter les prescriptions et les échéances définies dans l'annexe à la présente décision, − des actions mises en œuvre au titre des engagements mentionnés dans la lettre du 30 mars 2016 susvisée. » De plus, la prescription n°[INB 105 DEM-8] annexée à cette décision dispose que : « Au plus tard le 31 décembre 2021, Orano Cycle transmet une analyse de l'état chimique et radiologique des sols, hormis les sols situés sous les bâtiments, et propose à l'Autorité de sûreté nucléaire, le cas échéant, des mesures de gestion adaptées pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement. » Au 31 décembre 2021, l'ASN n'avait reçu aucun des deux documents demandés dans la décision en référence [2]. Le document appelé par l'article 3 de la décision en référence [2] a fait l'objet d'un envoi électronique reçu le 8 février 2022. Lors de l'inspection, il a été précisé que ce bilan d'avancement devait contenir toutes les évolutions utiles concernant les opérations de démantèlement et les actions nécessaires au respect des prescriptions annexées, y compris celles concernant l'évacuation des colis historiques entreposés sur les aires 61 et 79. Ces éléments figuraient à l'annexe D du bilan d'avancement 2020 référencé TRICASTIN-20-1183336 du 31 décembre 2020, mais n'apparaissent pas dans le bilan d'avancement 2021 référencé TRICASTIN-22-000938 du 3 février 2022. Concernant l'étude des sols appelée par la prescription [INB 105 DEM-8], l'exploitant a indiqué lors de l'inspection qu'il restait sept forages à réaliser avant d'avoir toutes les données pour l'étude des sols. La transmission de l'étude des sols est donc repoussée au plus tard le 30 juin 2022. Demande A1 : Je vous demande de veiller au respect des échéances prescrites dans le cadre de la décision en référence [2] encadrant le démantèlement de l'INB 105. Demande A2 : Je vous demande de préciser dans l'état d'avancement annuel concernant les actions du démantèlement de l'INB n°105, y compris pour l'évacuation des colis historiques entreposés sur les aires n°61 et n°79, les éléments de contexte pouvant avoir une incidence sur le respect des prescriptions et les échéances définies de la décision d'une année N sur l'année N+1. Demande A3 : Je vous demande de m'indiquer la réalisation des forages complémentaires et de me transmettre un point d'étape présentant les premières conclusions de l'analyse des sols avant fin avril 2022. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Dispositif de prélèvement des rejets gazeux dans la cheminée « usine » A la suite de l'inspection du 12 décembre 2019 sur le thème « rejets gazeux », l'exploitant s'est engagé à étudier les possibilités d'amélioration du contrôle visuel des buses de prélèvement des cannes de la cheminée « usine ». Suite à cette étude, vous avez réalisé un contrôle endoscopique de ces buses le 21 octobre 2021 qui montre la présence de dépôts importants pouvant perturber le bon fonctionnement des cannes de prélèvement. Lors de l'inspection, l'exploitant a indiqué aux inspecteurs qu'une recherche de solution était en cours pour nettoyer ces buses. Dans le cas contraire, l'exploitant envisage de remplacer le système de cannes de prélèvement. Demande B1: Je vous demande de nous transmettre les actions de suite à l'analyse endoscopique et de nous indiquer la solution retenue ainsi que le calendrier de remise en état du système de cannes de prélèvement de la cheminée usine. ## 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. 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 \| \|---------------\| 4
INSSN-LYO-2022-0500	Référence courrier : CODEP-CMX-2022-012322 Montrouge, le 10 mars 2022 Monsieur le directeur CNPE du TRICASTIN CS 40009 26131 ST-PAUL-TROIS-CHATEAUX Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB) CNPE du Tricastin Inspection INSSN-LYO-2022-0500 Thème : « Conduite incidentelle et accidentelle » Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection annoncée a eu lieu le 11 février 2022 au CNPE du Tricastin sur le thème de la conduite incidentelle et accidentelle. 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 qui s'est déroulée le 11 février 2022 concernait la conduite incidentelle et accidentelle des installations. Cette inspection s'est déroulée pour partie sur le simulateur pleine échelle du CNPE et pour partie dans les installations du réacteur n°1. L'inspection consistait à reproduire sur simulateur pleine échelle une situation de perte totale des alimentations électriques (internes et externes), qui conduisait à un événement thermohydraulique (fuite sur le circuit primaire liée à la perte d'intégrité des barrières thermiques des joints des pompes primaires). Le scénario déroulé sur simulateur conduisait à mettre en œuvre des actions sur le terrain, ces actions étant définies dans des fiches spécifiques faisant partie intégrante de la documentation opérationnelle de conduite incidentelle et accidentelle. Les inspecteurs ont sélectionné un certain nombre de fiches dont le bon déroulement pratique a été suivi sur le terrain (bien évidemment sans manœuvre réelle des organes), tandis que la mise en œuvre des autres fiches a été simulée. Pour réaliser cette inspection, les inspecteurs ont utilisé deux créneaux consécutifs sur le simulateur pleine échelle, de 06h00 à 13h00, l'équipe en charge de la conduite pour jouer le scénario ayant été mise à disposition des inspecteurs par le CNPE (il s'agissait d'une équipe constituée qui suivait une semaine de formation continue sur le simulateur). L'équipe d'inspection était constituée de sept inspecteurs de l'ASN et de trois accompagnateurs de l'IRSN. Les inspecteurs ASN présents au simulateur étaient par ailleurs accompagnés d'une commissaire de l'ASN qui a suivi plus précisément les actions de l'opérateur « réacteur » et de l'opérateur « eau-vapeur ». Deux membres de l'équipe d'inspection sont restés au côté des formateurs, quatre membres suivaient les actions des intervenants en salle de commande (pilote de tranche, opérateurs réacteur et eau-vapeur, porteur de SPE, chef d'exploitation, chef d'exploitation délégué) et les autres membres ont accompagné les agents de terrain lors de leurs manœuvres dans les installations. La préparation de l'inspection s'est déroulée en liaison avec les formateurs de l'Unité de formation production ingénierie (UFPI) du Tricastin, notamment afin d'intégrer le scénario souhaité par les inspecteurs dans le simulateur. Le scénario est resté inconnu de l'équipe en charge de la conduite jusqu'au moment de l'inspection. Aux fins de simplification, les équipes PUI (plan d'urgence interne) étaient simulées par les formateurs de l'UFPI. Je vous informe toutefois que l'ASN prévoit de réaliser à terme des inspections comprenant un scénario déroulé sur simulateur avec gréement, total ou partiel, des équipes PUI pour accroître le réalisme du traitement de la situation. L'inspection s'est achevée par une restitution au chef d'exploitation de l'équipe et à l'ingénieur sûreté, par les formateurs UFPI et en présence des inspecteurs, des points forts et des points faibles relevés face aux 5 objectifs fondamentaux assignés à une équipe de conduite : surveiller attentivement les paramètres et l'état de l'installation, maîtriser les changements de configuration de l'installation, adopter une démarche prudente dans l'exploitation des tranches, travailler efficacement en collectif, posséder une solide connaissance de la conception des installations et de l'interaction entre les systèmes. Cette restitution par les formateurs était globalement cohérente avec les observations des inspecteurs. Considérant les moyens déployés par EDF et par le CNPE dans le cadre de cette inspection, les inspecteurs tiennent à souligner la mise à disposition de deux créneaux consécutifs sur le simulateur ainsi que pour la mise à disposition d'une équipe de conduite (« bloc » et agents de terrain). Ils relèvent également positivement la contribution des formateurs de l'UFPI qui a permis le bon déroulement de cette inspection. Les objectifs assignés à cette inspection étaient multiples : - Vérifier l'aptitude d'une équipe de conduite à gérer un événement thermohydraulique en situation H3 (perte totale des alimentations électriques) avec mise en œuvre des nouveaux moyens matériels post-RP4 (EAS-U1 notamment) ; - Vérifier la capacité d'une équipe de conduite à gérer un scénario accidentel « mouvementé » sur la durée quasi-complète d'un quart, en respectant les bonnes pratiques en vigueur (communication opérationnelle, autocontrôle, responsabilités des acteurs, etc.) sur la totalité de l'exercice ; - Vérifier l'aptitude de l'équipe de conduite à élaborer une stratégie correcte de remise en service des équipements après la restitution de leurs moyens d'alimentation électriques ; - Vérifier la qualité de la documentation opérationnelle, tant en salle de commande (consignes) que sur le terrain ; - Et par ce faire, évaluer sur un exemple concret la qualité de la formation des équipes de conduite du CNPE à la conduite incidentelle et accidentelle intégrant les spécificités induites par les modifications liées au quatrième réexamen périodique. déroulées physiquement sur le terrain), avec des contraintes supérieures à celles qui seraient rencontrées dans la vie réelle (absence de renfort inter-équipes en salle de commande notamment). L'exercice a cependant mis en évidence un relâchement de l'équipe dans le respect des bonnes pratiques de communication au bout de 3 heures qui, s'il n'a pas induit d'erreur dans le cas présent, constitue une source de défiabilisation. La stratégie proposée pour la remise en fonctionnement des équipements après restitution d'un tableau électrique par les inspecteurs est apparue satisfaisante. L'exercice a mis en évidence, une nouvelle fois sur un CNPE, le fait que les fiches de manœuvre locale doivent faire l'objet de correctifs pour correspondre à l'état réel des installations. Ce point avait déjà été relevé au cours de l'inspection du 29 novembre 2021 et avait donné lieu à des demandes de l'ASN dans son courrier de suite référencé CODEP-LYO-2021-058811 du 20 décembre 2021. L'un des inspecteurs a cependant assisté à la mise en œuvre d'une dizaine de fiches de manœuvre ne comportant aucune erreur, ce qui pourrait être le signe que les travaux engagés par le CNPE commencent à porter leurs fruits. Enfin, l'exercice a mis en évidence un axe d'amélioration dans l'articulation entre les différentes consignes de conduite correspondant au scénario retenu par les inspecteurs, qui méritera d'être analysé par EDF au niveau national. ## A Demandes D'Actions Correctives Lors du parcours de la consigne accidentelle « ECP4 », l'opérateur réacteur a constaté une erreur dans un branchement en page 9 SE (absence de branchement en cas de réponse négative au test « PTR 015LA allumé sur T04 » en bas à droite de la page). L'opérateur réacteur a su résoudre la difficulté posée, mais il n'est pas satisfaisant de constater que des anomalies subsistent dans ce type de document. ## A.1 Je Vous Demande De Procéder À La Mise À Jour De La Consigne Ecp4 Pour Corriger L'Anomalie Constatée Lors De L'Inspection. A.2 Je Vous Demande D'Analyser La Raison Pour Laquelle Ce Type D'Anomalie A Pu Subsister Dans Un Document Théoriquement Validé À Blanc Et De Me Faire Part De Vos Conclusions. Le déroulement de plusieurs fiches de manœuvre appelées par les consignes incidentelles et accidentelles a été suivi par les inspecteurs. Il a été constaté à plusieurs reprises que ces fiches comportaient des erreurs ou pouvaient susciter des incompréhensions : - RFLL068 « passage des pompes RPE ES sur la tranche jumelle » : les commutateurs à manœuvrer sont identifiés 9 RPE XX sur la fiche au lieu de 2 RPE XX sur les coffrets. L'opérateur a toutefois contourné l'erreur et la RFLL a pu être déroulée avec succès. - RFLL069 « Lignage piscine désactivation sur la voie B » : à l'étape intitulée « confirmer l'ouverture des vannes […] » l'opérateur s'est interrogé sur la nécessité de manœuvrer la vanne PTR 018VB qui était alors en position fermée. Après réflexion il a alors indiqué aux inspecteurs qu'il était effectivement nécessaire d'ouvrir la vanne pour effectuer le lignage attendu. - RFLL139 « ouverture débit nul pompes de charge » : la demande par l'agent de terrain BAN à l'agent de terrain hors zone de couper le 125 V et le 48 V et de débrocher les cellules 380 V des vannes motorisées ne fait pas l'objet d'une étape de confirmation de réalisation de l'action auprès de l'agent de terrain BAN. En outre la nécessité de se munir d'un dosimètre opérationnel neutron pour l'accès au local NA 214 n'est pas mentionnée sur la fiche. - RFLL020 « Lignage et mise ES RIS 011PO en charge » : la nécessité de se munir d'un dosimètre opérationnel neutron pour l'accès au local NA 214 n'est pas mentionnée sur la fiche. De plus, la fiche indique que la pompe RIS 011PO est située dans le local NA 379 alors qu'elle se situe dans le local NA 396. - RFLL001 « Sources de dilution » : la fiche demande de vérifier la position des vannes TEP 209/219/325/327 VD dans le local NC 471 alors qu'elles sont situées dans le local NC 472. La fiche demande également la vérification de fermeture de la vanne TEP 620VP dans le local NC 480 dont l'accès nécessite le port d'un appareil respiratoire isolant (ARI), non mentionné sur la fiche. De plus, sur la porte d'entrée d'un local, il est généralement indiqué sur une pancarte l'ensemble des vannes/matériels présents dans ce dernier. La vanne TEP 620VP n'était pas identifiée sur la pancarte du local NC 480. L'agent de terrain a eu le bon réflexe de vérifier sur la « tablette » mise à sa disposition les schémas mécaniques et ainsi confirmer la bonne localisation de la vanne. - RFLL071 « Mise ES RIS 022PO et rinçage RIS 021PO » : La présence de « drapeaux fluorescents jaunes » indiquant « RFLL » a permis à l'agent de terrain de trouver rapidement les vannes à manœuvrer. Cependant, deux vannes (RIS 219/222 VP) n'avaient pas de « drapeaux fluorescents jaunes ». L'agent a eu du mal à les trouver et s'est rapidement rendu compte que leurs codes ECS étaient « gravés » sur l'acier. De plus, l'agent de terrain a remarqué que la fiche ne demandait pas le branchement d'un flexible pour le rinçage de la RIS 021PO. Selon lui, cette demande est nécessaire et devrait être rajoutée dans la fiche RFLL. - RFLE050 « Passage RRB sur voie B » : Deux actions demandées par la fiche n'ont pu être réalisées en raison de l'absence de disjoncteurs sur les cellules LLD929 et LLE924, ce qui a conduit à considérer « en échec » la réalisation de cette fiche. Après vérification du DSE sur l'outil d'aide informatique aux consignations (AICO), les cellules précitées sont en cours de modification (VD4 900 lot B) et n'ont pas d'incidence sur l'atteinte de l'objectif de la fiche. La RFLE050 aurait donc dû être notée « réalisée » et non « en échec » ; - RFLE415 « débrochage pompe de graissage redondante » : Cette fiche comporte une erreur d'appellation concernant la cellule LAC 001JA qui est dénommée GGR 02JA en local. Cette erreur a été confirmée par le DSE sur le terrain ; - RFLE416 « débrochage pompe de graissage principale » : La fiche indique qu'il faut se munir d'une boîte à boutons pour la réalisation des actions alors que l'outil nécessaire est une clé manivelle 6 pans ; - RFLE041 « mise hors tension LBC 001TB » : La fiche indique qu'il faut se munir d'une poignée de manœuvre et de deux clés manivelles 6 pans alors que ces matériels ne sont pas nécessaires pour réaliser les actions. - RFA01 « Simulation du compte-rendu P4 » : la fiche demande de relier des bornes entre elles selon un mode opératoire qui prévoit le branchement des strapps sur la polarité positive en premier, ce qui n'est pas recommandé par le métier. - RFA02 « Branchement voltmètre provisoire sur LCA » : les bornes identifiées pour le branchement du voltmètre ne sont pas identiques sur le schéma de cette fiche et celui de la gamme métier qui l'accompagne. - RFA05 « Arrêt Klaxons S.d.C. et code national d'alerte » : la fiche demande d'ouvrir les bornes à couteaux 3 et 4 de KRT 014MA/DTV. La gamme support à cette fiche utilisée par les astreintes métier ainsi que la plaquette qui doit être mise en place mentionnent quant à elles les bornes 1 et 2. ## A.3 Je Vous Demande De Rectifier Les Erreurs Constatées. A.4 J'observe par ailleurs que les inspecteurs de l'ASN formulent de manière récurrente, sur l'ensemble des CNPE et sur le CNPE du Tricastin en particulier, des observations sur des défauts dans les fiches de manœuvre (RFLL/RFLE notamment), traduisant la persistance de manques de rigueur dans le processus de rédaction et de lacunes dans la validation à blanc de ces documents. Je vous demande donc de poursuivre le travail engagé pour faire en sorte que ces documents essentiels soient expurgés des erreurs qui y sont encore présentes. Pour réaliser correctement certaines activités prévues dans le cadre du scénario de l'inspection, il était nécessaire de mettre en place des généphones. Les inspecteurs ont pu constater que les agents de terrain ont confondu des boitiers de connexion pour l'action qu'ils avaient à conduire et que, par ailleurs, une rallonge de généphone était inopérante. A.5 Je vous demande de réaliser périodiquement des exercices avec les agents de terrain incluant la mise en place des généphones. A.6 Je vous invite par ailleurs à veiller à l'entretien de ce matériel, indispensable dans plusieurs situations d'urgence pour assurer une communication efficace entre le terrain et la salle de commande. Lors de la mise en situation, les inspecteurs ont interrogé certains agents de terrain sur la conduite à tenir en cas d'atteinte du seuil de 20 mSv (limite pour les intervenants du groupe 2 en cas de situation d'urgence radiologique) sur leurs dosimètres opérationnels. Ces agents ne connaissaient pas la conduite à tenir. A.7 Je vous demande d'améliorer la sensibilisation et la formation de vos personnels quant aux règles pratiques applicables aux activités à réaliser en cas de situation d'urgence radiologique. Les inspecteurs ont constaté que, durant la première phase de déroulement de la consigne « ECP1 » (pendant une bonne partie du déroulement de la fiche de perte de fonction support RPS PR01 par l'opérateur réacteur (OP-R)), l'opérateur eau-vapeur (OP-EV) mettait en œuvre les actions de façon rigoureuse mais a mis en attente les fiches de manœuvre qui étaient appelées par la consigne ECS. S'il est compréhensible que la priorité soit accordée, face au transitoire rencontré lors de l'inspection, aux actions appelées par la consigne « ECP1 », une telle mise en attente n'est pas conforme aux règles en vigueur. A.8 Je vous demande d'analyser la situation relevée et de mettre en place des actions correctives pour que les fiches de manœuvre appelées par la consigne ECS soient prises en compte. Lors du déroulement d'une RFA, les inspecteurs ont constaté la présence d'un faux plancher incomplet, donc dangereux, dans le local L509. A.9 Je vous demande de remettre rapidement ce faux-plancher en conformité. ## B. Demandes D'Information Lorsque l'opérateur réacteur a constaté une anomalie dans la consigne « ECP4 » (voir demande A-1 ciavant), il a surchargé la procédure plastifiée à sa disposition. En fin d'inspection, tous les documents de conduite utilisés ont été nettoyés pour pouvoir être mis à disposition de l'équipe suivante dans le calendrier d'utilisation du simulateur pleine échelle. L'information n'a semble-t-il pas été transmise aux formateurs. B.1 Je vous demande de me préciser quelle est la procédure utilisée pour faire remonter les anomalies rencontrées dans les documents utilisés lors des séances simulateur. Vous me préciserez par ailleurs, le cas échéant, si cette procédure a bien été respectée par les opérateurs à l'issue de ## L'Inspection. Le scénario retenu par les inspecteurs comportait initialement une perte du tableau électrique LHA, suivie trente minutes plus tard d'une perte du tableau électrique LHB, alors que l'OP-R était dans l'application de sa consigne « RPS » à la suite de la perte de source voie A- particulièrement longue à dérouler. Ce choix de scénario dynamique était destiné à tester la capacité de l'équipe de conduite à gérer une évolution de la situation des installations (perte de la voie B alors que toutes les actions engagées en termes de manœuvres locales partent de l'hypothèse que seule la voie A est perdue). L'équipe a su gérer correctement une bonne partie des correctifs à appliquer, mais certaines commandes relevant de manœuvres inutiles ont cependant été données aux agents de terrain. Le cadencement des documents de conduite (« RPS 01 » puis « RPS 02 », pour la voie A, à la suite de l'apparition des alarmes relatives au manque de tension sur les batteries voie A) a conduit à retarder considérablement le cochage des éléments perdus de la voie B. Le refroidissement du circuit primaire a, de ce fait, été commencé tardivement, 1h30 après le premier initiateur. Ceci est resté sans conséquence réelle sur la gestion de l'installation accidentée mais aurait pu conduire à l'allongement du temps de traitement de la situation. Les inspecteurs ont compris, lors de la phase préparatoire de l'inspection, que les scénarios déroulés sur simulateurs laissaient généralement le temps aux opérateurs de dérouler complètement leurs actions, et donc que le type de scénario retenu par les inspecteurs n'était pas couramment mis en œuvre. B.2 Je vous demande de vous positionner sur l'intérêt de retenir, pour certaines mises en situation des équipes de conduite sur simulateur, des scénarios perturbés du type de celui retenu par les inspecteurs, en vue de renforcer la capacité de l'équipe à prioriser les actions de terrain à conduire. ## C Observations C.1 Les inspecteurs ont pu apprécier la qualité du travail réalisé par l'équipe de conduite, et notamment le chef d'exploitation délégué (CED), pour gérer les activités terrain à l'aide du tableau « TABATA ». Pour autant, lors de plusieurs échanges entre les agents de terrain et le CED, les inspecteurs ont constaté quelques difficultés de compréhension liées à la nécessité pour les agents de terrain de connaitre l'identité de la personne leur demandant de réaliser l'activité (OP-R ou OP-EV) et à leur méconnaissance de l'affectation au CED de la mission de gestion des fiches terrain. C.2 Le scénario de l'exercice conduisait les acteurs à passer, en fin de scénario, de la consigne de conduite « ECP1 » à la consigne de conduite « ECP4 ». Les inspecteurs ont clairement noté une appréhension des équipes à basculer dans « ECP4 ». Ils ont noté que, lors de l'instruction de ce dossier, l'IRSN avait suggéré à EDF d'assurer une transition plus progressive d' « ECP1 » à « ECP2 » puis à « ECP4 » qui ne produirait peut-être pas le même effet psychologique chez les équipes de conduite. C.3 Le scénario retenu par les inspecteurs comportait une perte de la pompe de test 9 RIS 11PO au bout de 130 mn, conduisant à une fuite primaire de l'ordre de 12 m3/h via les joints des pompes primaires. La perte de la pompe a été très rapidement identifiée par l'équipe, ce qui témoigne de l'efficacité de la surveillance. Le porteur de la consigne « SPE » avait alors de nouvelles consignes à donner aux opérateurs en application de sa consigne. Ces consignes, émanant du porteur de « SPE », sont normalement prioritaires. L'équipe de conduite était alors focalisée sur sa stratégie de rétablissement à terme de la voie A et le porteur de « SPE » a dû s'y reprendre à plusieurs reprises pour que ses demandes soient prises en considération. Dans ce contexte « tendu », le CE a organisé un temps d'arrêt pour son équipe en rappelant la priorité de conduite (préparation du rétablissement de la voie A) et, de ce fait, a placé dans un ordre de priorité secondaire les demandes du porteur de « SPE ». Le CE a indiqué aux inspecteurs en restitution de la session simulateur qu'il n'avait pas eu conscience que son temps d'arrêt était de nature à remettre en cause la responsabilité du porteur de « SPE ». Le porteur de « SPE » a également été gêné, pour l'application des actions majeures de gestion de la piscine du bâtiment combustible (BK), séquence 12, dont le refroidissement était perdu suite à l'initiateur H3. Etant très en avance par rapport à l'OP-R et au Superviseur, il n'avait pas les informations nécessaires (numéros des fiches) pour l'application de ces actions majeures. Cela l'a poussé à insister auprès du CE concernant ces actions majeures, ce qui a amené ce dernier à prendre à sa charge la procédure « EVK ». Pourtant, la conduite prévue consiste à laisser l'OP-R lancer rapidement les fiches d'actions locales des actions majeures puis de sous-traiter la gestion BK à une équipe d'appui, ce qui n'a donc pas pu être mis en place lors de l'inspection, cette équipe d'appui n'ayant pas été gréée. C.4 En fin de session, les inspecteurs avaient prévu le retour de la voie B, ce qui imposait des actions diamétralement opposées à celles engagées jusqu'alors par l'équipe de conduite (qui tablait sur un retour de la voie A). La stratégie mise en place par l'équipe pour préparer la remise en service des équipements de la voie B est apparue satisfaisante (elle conduisait, dans la pratique, à défaire une bonne partie des actions engagées depuis le début de la simulation). C.5 Les inspecteurs ont noté une baisse du respect des pratiques de fiabilisation au bout de 3 heures, par exemple une confirmation d'une commande par un simple « OK ». Il serait intéressant qu'EDF ait recours périodiquement à des traces simulateur « longue durée », pour détecter ces défaillances et améliorer les performances des équipes. C.6 Les inspecteurs ont relevé que les pratiques d'auto-contrôle d'un des opérateurs en début de scénario étaient loin d'être optimales (manœuvre à la chaîne des TPL). C.7 Les inspecteurs ont constaté que l'équipe s'est parfois abstenue d'acquitter les alarmes, ce qui présente le risque de ne pas discriminer l'apparition d'une nouvelle alarme. Ils ont par ailleurs constaté que l'équipe n'avait pas inhibé le klaxon lié aux alarmes, ce qui induisait un bruit de fond probablement néfaste à la concentration des opérateurs. C.8 La stabilisation demandée dans la consigne « ECP1 » à 240°C n'a pas été assurée. La température de stabilisation atteinte était plutôt comprise entre 232°C et 234°C, ce qui a retardé l'entrée dans « ECP4 ». Les opérateurs ont indiqué que l'enregistreur papier présent sur le simulateur était plus difficile à lire que l'enregistreur numérique en salle de commande. Il serait sans doute opportun de mettre rapidement cet enregistreur en conformité avec les équipements présents dans les salles de commande réelles. C.9 L'inspection a montré que le délégué sécurité exploitation (DSE) - point de contact des agents de terrain - était en manque d'information sur l'évolution de la situation. Ceci traduit à la fois un biais d'exercice (positionnement physique du DSE) mais aussi très probablement un manque d'implication des agents de terrain et du DSE dans les mises en situation de CIA. La réalisation plus fréquente d'exercice comportant une mise en œuvre pratique des fiches de manœuvre à l'occasion d'entraînement des opérateurs sur simulateur ne peut qu'être recommandée. C.10 Les inspecteurs ont relevé positivement la qualité du travail réalisé par les agents de terrain, qui prenaient le temps de s'équiper des moyens requis, malgré les erreurs parfois grossières figurant dans les documents d'exploitation (manivelle requise au lieu d'une boîte à boutons…), qui avaient une bonne attitude interrogative, s'appuyant sur le DSE en cas de doute, et qui ont utilisé des cheminements sécurisés pour accéder aux installations. C.11 L'exercice s'est achevé par une relève simulée, les instructeurs du simulateur jouant le rôle de l'équipe montante. Les points clefs de cette relève sont apparus bien traités. En particulier, l'opérateur réacteur descendant a correctement rappelé le déroulement des faits et a insisté sur les paramètres qu'il convenait de surveiller car ils pouvaient conduire à une réorientation dans « ECP4 ». 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 par Christophe QUINTIN
INSSN-OLS-2022-0653	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-010126 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de Dampierre-enBurly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE Orléans, le 23 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n°84 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0653 du 4 février 2022 « Modifications matérielles au titre du 4 ème réexamen de sûreté réalisées avant la visite décennale » Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Décision n° 2017-DC-0616 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base [3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 4 février 2022 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « Modifications matérielles au titre du 4ème réexamen de sûreté réalisées avant la visite décennale » et concernait le réacteur n°2. Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection Dans le cadre 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 4 février 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 » du réacteur n° 2 du CNPE de Dampierre-en-Burly, dont la quatrième visite décennale débutera en avril 2022. Cette inspection visait donc à examiner par sondage certaines des modifications matérielles associées au quatrième réexamen périodique réalisées en tout ou partie avant le début de la visite décennale. Sur la base des dispositions des articles R. 593-56 et suivants du code de l'environnement, les inspecteurs ont ainsi examiné par sondage le respect des dispositions mentionnées dans les dossiers déposés par la société EDF auprès de l'ASN pour la réalisation des modifications matérielles suivantes : - PNPP 1907 : création d'un système de refroidissement mobile diversifié PTR « bis » (PTR : système pour le traitement et la réfrigération des eaux des piscines du bâtiment réacteur et du bâtiment combustible) ;. - PNPP 1811 : mise en œuvre de la disposition EAS « ultime » (EAS : système d'aspersion enceinte) ; - PNPP 1196 : rénovation globale de la détection incendie ; - PNPP 1012 : parc à gaz SGZ ; - PNPP 1709 : remplacement des robinets SIERS sur TEG (TEG : traitement des effluents gazeux) et ajout de blocs d'inter-verrouillage sur robinets RPE (RPE : Purges, évents et exhaures nucléaires). Cette inspection a permis d'identifier divers écarts concernant le respect des dispositions mentionnées dans les dossiers relatifs aux modifications suscitées. Cette inspection a également mis en évidence des écarts relatifs aux formations des agents de conduite. Des interrogations de l'ASN demeurent également en suspens concernant le respect de certaines dispositions. Ces écarts et questions font l'objet de demandes dans le présent courrier. ## A. Demandes D'Actions Correctives PNPP 1196 : rénovation globale de la détection incendie La décision n° CODEP-DCN-2017-016464 du Président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 24 avril 2017 autorise la société EDF à modifier de manière notable les centrales nucléaires de Dampierre (INB n° 84 et n° 85), Blayais (INB n° 86 et n° 110), Tricastin (INB n° 87 et n° 88) et Gravelines (INB n° 96, n° 97 et n° 122) pour mettre en œuvre la modification PNPP 1196 concernant la rénovation globale de la détection incendie. L'article 1er de cette décision précise que la société EDF est autorisée à modifier les installations précitées dans « les conditions prévues par sa demande du 10 avril 2017 susvisée ». Cette demande concerne le dossier de modification notable transmis par courrier référencé D455617033805, daté du 10 avril 2017. Le dossier de demande d'autorisation notable indique au paragraphe « 2.10. Modalités de vérification de la conformité de la modification matérielle » : « L'ensemble des matériels installés (détecteurs, armoires, coffrets, câbles, …) est testé fonctionnellement. La totalité des détecteurs est testée en alarme feu sur chaque tranche. La requalification se fait par bâtiment. La nouvelle installation de détection incendie sera opérationnelle et requalifiée dans chaque bâtiment, avant de déconnecter l'ancien système et de procéder au démontage de celui-ci. » Les inspecteurs ont consulté par sondage une gamme de requalification réalisée dans le cadre du déploiement de cette modification, référencée REE JDT 121, dans laquelle il était laissé à l'intervenant le choix de débrocher un seul détecteur parmi une liste. Les échanges avec vos représentants ont amené à la conclusion que l'ensemble des détecteurs n'avait donc pas été testé fonctionnellement. Lors de l'inspection, vos représentants n'ont pas apporté d'éléments complémentaires permettant de justifier la non-remise en cause de l'autorisation délivrée par l'ASN. Ainsi, les dispositions de test fonctionnel mises en œuvre dans le cadre de cette modification ne respectent pas la décision ASN n° CODEP-DCN-2017-016464 suscitée. Demande A1 : je vous demande de prendre les mesures nécessaires afin de vous assurer du respect des conditions de requalification prévues dans les dossiers de modifications. Je vous demande de mettre en œuvre les dispositions prévues par la décision ASN n° CODEP- DCN-2017-016464 concernant la requalification de la PNPP 1196. Je vous demande enfin d'analyser l'aspect déclaratif de cette situation. Vous me ferez part des actions menées en ce sens. L'article 2.5.5 de l'arrêté en référence [3] 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. 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 pu échanger avec des représentants du service conduite concernant les formations qui leur ont été dispensées dans le cadre du déploiement de la modification PNPP 1196, et en particulier concernant l'utilisation des nouveaux terminaux d'exploitation installés en salle des commandes. Ces terminaux d'exploitation permettent d'inhiber ou de désinhiber les détecteurs incendie en cas d'intervention le nécessitant (pour la réalisation de travaux par point chaud par exemple). Au vu des enjeux en termes de sûreté, l'ASN considère que cette activité constitue une activité importante pour la protection. Les personnes interrogées ont indiqué aux inspecteurs qu'une formation leur avait été proposée mais était facultative, et que celle-ci abordait avant tout le fonctionnement des nouveaux détecteurs installés dans les différents locaux. Il n'y a pas eu de formation particulière sur l'utilisation des nouveaux terminaux d'exploitation en salle de commande, les agents des équipes de conduite s'étant essentiellement formés en autonomie. De plus, vos représentants ont indiqué que cette activité était régulièrement sous-traitée, en particulier lors des arrêts de réacteur. Par ailleurs, deux évènements significatifs ont été déclarés en 2021 par le CNPE de Dampierreen-Burly, relatifs au non-respect de la conduite à tenir suite à l'inhibition par erreur de plusieurs détecteurs dans le bâtiment combustible du réacteur n°1 et celui du réacteur n°3. Les rapports relatifs à cet évènement mettent avant tout en évidence le manque d'ergonomie des terminaux d'exploitation, un mode opératoire non adapté ainsi qu'un défaut de maîtrise des règles de l'art associées aux manœuvres d'exploitation de la part des agents en charge de cette activité. Au vu des échanges eus au cours de l'inspection, les inspecteurs soulignent que le défaut de formation des agents à l'utilisation des terminaux d'exploitation a également pu être une des causes de ces évènements. Demande A2 : je vous demande de respecter l'article 2.5.5 de l'arrêté [3] en formant le personnel responsable de l'exploitation de la détection incendie. Vous me préciserez les dispositions prises en ce sens Par ailleurs, vous transmettrez tout élément de preuve permettant de démontrer que vous vous êtes assuré que les prestataires en charge de l'activité d'inhibition/désinhibition des détecteurs étaient qualifiés conformément à l'article 2.5.5 de l'arrêté en référence [3]. ## Pnpp 1012 : Modification Du Parc À Gaz Sgz Un accord exprès à la mise en œuvre de la modification matérielle PNPP 1012, relative à la modification du parc à gaz SGZ, a été donné par l'ASN au CNPE de Dampierre-en-Burly en date du 4 novembre 2015. Cet accord exprès a été délivré sur la base du dossier de modification transmis par EDF, référencé D305215014444 à l'indice A, joint au courrier référencé D305215031495 en date du 6 mai 2015. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage les dispositions matérielles prévues dans le dossier de modification susmentionné et ont relevé les écarts suivants : - le dossier prévoit au paragraphe « 5.1.2.2. Impact de la modification en exploitation » que « chaque cadre d'hydrogène sera positionné dans une alvéole bétonnée, isolée par un mur coupefeu 2h de 2 m de hauteur sur 3 m de largeur ». Or, les inspecteurs ont constaté que les murs coupe-feu avaient une largeur d'environ 2,35 m. - le dossier prévoit au paragraphe « 4.6. Mesures prises pour réduire les risques d'incendie et d'explosion » la mise en place d'un robinet d'eau de 40 mm, équipé d'une lance susceptible d'être mise instantanément en service. Cet équipement n'était pas présent le jour de l'inspection. Demande A3 : je vous demande de respecter l'accord exprès de l'ASN du 4 novembre 2015 et de corriger les écarts relevés par l'ASN concernant la PNPP 1012 ou de justifier de leur absence d'impact sur la protection des intérêts. Vous me ferez part des actions menées en ce sens. ## Pnpp 1709 : Remplacement Des Robinets Siers Sur Teg Et Ajout De Blocs D'Inter-Verrouillage Sur Robinets Rpe Un accord exprès à la mise en œuvre de la modification matérielle PNPP 1709, relative au remplacement des robinets SIERS sur TEG et ajout de blocs d'inter-verrouillage sur robinets RPE » a été donné par l'ASN à EDF en date du 20 avril 2016. Cet accord exprès s'est basé sur le dossier de modification transmis par EDF, référencé D305515069206 à l'indice A, joint au courrier référencé D305515075460 en date du 17 décembre 2015. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont examiné par sondage plusieurs procédures d'exécution d'essais (PEE) visant à vérifier le respect des critères permettant de prononcer la requalification de la modification matérielle PNPP 1709. A noter que cette modification concerne les circuits TEG et RPE communs aux réacteurs n°1 et n°2. Le dossier susmentionné indique au paragraphe « 2.10. Modalités de vérification de la conformité de la modification matérielle » que « la requalification des robinets RPE est réalisée les 2 réacteurs en puissance. » Or, les inspecteurs ont constaté que les PEE référencées RPE 001 et RPE 002 avaient été réalisées lorsque les réacteurs n°1 et n°2 étaient à l'arrêt. Le dossier susmentionné indique également au paragraphe « 2.10. Modalités de vérification de la conformité de la modification matérielle » que « la requalification des vannes TEG est réalisée une tranche en AT (API ouvert, APR, RCD) et un réacteur en puissance. ». Or, les inspecteurs ont constaté que les PEE référencées TEG 001, TEG 002 et TEG 300 avaient été réalisées lorsque les réacteurs n°1 et n°2 étaient à l'arrêt. Les conditions de requalification prévues dans le dossier relatif à la modification PNPP 1709 n'ont donc pas été respectées, alors même que vous indiquez cette modification comme étant terminée et conforme. Les inspecteurs ont également contrôlé par sondage les dispositions matérielles prévues dans le dossier de modification susmentionné. Les inspecteurs ont ainsi constaté sur le terrain la mise en place de blocs d'inter-verrouillage au niveau des deux couples de vannes 9 RPE 326 VY / 9 RPE 996 VY et 9 RPE 327 VY / 9 RPE 995 VY. Cependant, le dossier de modification mentionne au paragraphe « 2.6.1 Historique et énoncé du problème » : « Une seule et même clef est prévue pour chaque couple de vannes. Ce dispositif de verrouillage permettra d'actionner une vanne (pour l'ouverture) à condition que la clef soit intégrée dans le bloc de verrouillage. La clef ne pouvant être retirée du bloc que si la vanne est totalement fermée, il est donc impossible que les vannes d'un même couple soient toutes deux en position ouverte ». Or, les inspecteurs ont constaté que les vannes 9 RPE 326 VY et 9 RPE 327 VY disposaient d'un bloc d'inter-verrouillage comportant une serrure, et les vannes 9 RPE 995 VY et 9RPE 996 VY disposaient d'un bloc d'inter-verrouillage comportant deux serrures. Par ailleurs, la vanne 9 RPE 996 VY disposait d'une clé et la vanne 9 RPE 995 VY disposait de deux clés. Au jour de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter d'éléments complémentaires permettant de justifier la non-remise en cause de l'accord exprès délivré par l'ASN. Demande A3 : je vous demande de respecter l'accord exprès de l'ASN du 20 avril 2016 et de corriger les écarts relevés par l'ASN concernant la modification PNPP1709 ou de justifier de leur absence d'impact sur la protection des intérêts. Vous me ferez part des actions menées en ce sens. ## B. Demandes De Compléments D'Information Pnpp 1907 : Création D'Un Système De Refroidissement Mobile Diversifié Ptr « Bis » La décision n° CODEP-DCN-2018-012228 du Président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 mars 2018 autorise la société EDF à modifier de manière notable les centrales nucléaires du Blayais (INB n° 86 et n° 110), de Chinon (INB n° 107 et n° 132), de Cruas (INB n° 111 et n° 112), de Dampierre (INB n° 84 et n° 85), de Gravelines (INB n° 96, n° 97 et n° 122), de Saint-Laurent (INB n° 100) et du Tricastin (INB n° 87 et n° 88), afin de mettre en œuvre la modification PNPP 1907, relative à la création d'un dispositif de refroidissement mobile diversifié du système de traitement et de réfrigération de l'eau des piscines des INB précitées (système dit PTR « bis »). L'article 1er de cette décision précise que la société EDF est autorisée à modifier les installations précitées dans « les conditions prévues par sa demande du 7 mars 2018 susvisée ». Cette demande concerne le dossier d'autorisation de modification notable transmis par courrier référencé D455618018368 daté du 7 mars 2018. Lors de l'inspection du 4 février 2022, les inspecteurs ont examiné plusieurs procédures d'exécution d'essais (PEE) visant à vérifier le respect des critères permettant de prononcer la requalification de la modification matérielle PNPP 1907. La PEE référencée PTR 003 vise à vérifier l'efficacité du refroidissement mobile PTRbis connecté sur l'aspiration provisoire à la piscine du bâtiment combustible. Cette PEE a été réalisée le 1 er décembre 2021 et a été considérée comme réalisée « conforme sans réserve ». Cette PEE fixe comme prérequis que les paragraphes 8.5.4 à 8.5.6 de la PEE PTR 001 soient soldés sans réserve bloquante et que la PEE PTR 301 soit soldée sans réserve bloquante. Or, les essais susmentionnés de la PEE PTR 001 ont été réalisés le 16 décembre 2021, et la PEE PTR 301 a été réalisée entre le 1er et le 6 décembre 2021. Les prérequis à la PEE PTR 003 n'ont par conséquent pas été respectés. De plus, afin d'être validée, la PEE PTR 003 indique que le débit circulant dans la branche chaude du système mobile de refroidissement PTRbis doit être supérieur ou égal à 150m3/h. La valeur reportée dans la PEE est de 150m3/h, et correspondait à la valeur lue sur le débitmètre fixe référencée 2 PTR 001 MD. Vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser l'incertitude de ce débitmètre aux inspecteurs. Vos représentants ont indiqué qu'une mesure avait également été réalisée avec un débitmètre à ultrasons afin de comparer cette mesure avec celle réalisée à l'aide du débitmètre 2 PTR 001 MD. La valeur reportée dans la PEE est de 152m3/h. D'après le procès-verbal d'étalonnage de ce débitmètre à ultrasons, l'incertitude est de 3%. Au vu de ces éléments, il ne peut être affirmé que le débit mesuré, incertitude comprise, est supérieur à 150m3/h et de considérer a fortiori la PEE PTR 003 réalisée « conforme sans réserve ». Demande B1 : je vous demande d'apporter les éléments nécessaires permettant de justifier de la réalisation conforme de la PEE PTR 003. Le dossier d'autorisation de modification notable référencé D455618018368 et autorisé par l'ASN indique que l'exploitation et l'entretien du conteneur mobile de refroidissement nécessitera une évolution de la formation du personnel de la Force d'Action Rapide Nucléaire (FARN). Lors de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs si cette évolution avait été réalisée. Demande B2 : je vous demande d'indiquer les évolutions de la formation du personnel de la FARN d'ores et déjà réalisées ou prévues dans le cadre de la PNPP 1907. Le dossier de modification notable autorisé par l'ASN indique que la modification PNPP 1907 impliquera une modification des Règles Générales d'Exploitation (RGE), notamment les chapitres III et VI. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs si les évolutions documentaires demandées avaient été intégrées. Demande B3 : je vous demande de m'indiquer si les évolutions documentaires prévues dans le cadre de la PNPP 1907 susmentionnées ont été intégrées. ## Modification Pnpp 1811 : Création Du Système Eas Ultime La décision n° CODEP-DCN-2018-037756 du Président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 23 juillet 2018 autorise la société EDF à modifier de manière notable les centrales nucléaires de Blayais (INB n° 86 et n° 110), Chinon (INB n° 107 et n° 132), Cruas (INB n° 111 et n° 112), Dampierre (INB n° 84 et n° 85), Gravelines (INB n° 96, n° 97 et n° 122), Saint-Laurent (INB n° 100) et Tricastin (INB n° 87 et n° 88), afin de mettre en œuvre de la modification PNPP 1811 relative au déploiement d'un système d'aspersion enceinte supplémentaire dit EAS « ultime ». L'article 1er de cette décision précise que la société EDF est autorisée à modifier les installations précitées dans « les conditions prévues par sa demande du 19 juin 2017 susvisée ». Cette demande concerne le dossier d'autorisation de modification notable transmis par courrier référencé D455617212302. Lors de l'inspection du 4 février 2022, les inspecteurs ont procédé par sondage à un contrôle des dispositions figurant dans le dossier précité et ont constaté que : - les indications présentes sur la vanne 2 EAS 516 VP ne correspondaient pas aux valeurs relatives à la pression maximale admissible et à la température maximale admissible mentionnées dans le dossier d'autorisation ; - la pression maximale admissible indiquée sur la vanne 2 EAS 510 VP était de 7 bar alors que celle mentionnée dans le dossier est de 6 bar ; - la vanne 2 EAS 576 VP avait une pression maximale admissible de 51,7 bar alors que celle mentionnée dans le dossier est de 37 bar ; la température maximale admissible était de 160°C alors que celle mentionnée dans le dossier est de 150°C. Les inspecteurs notent que les caractéristiques des vannes 2 EAS 510 VP et 2 EAS 576 VP installées, bien que différentes de celles prévues au dossier, ne semblent a priori pas dégrader les performances des circuits modifiés. Cependant, s'agissant d'un contrôle par sondage, d'autres différences entre les équipements réellement installés et ceux prévus au dossier de demande d'autorisation de modification notable peuvent exister. ## Demande B4 : Je Vous Demande De : - me transmettre une liste exhaustive de l'ensemble des différences relevées entre les caractéristiques des équipements prévues au dossier et celles réellement mises en œuvre ainsi que le ou les justificatifs permettant de démontrer la non remise en cause des dispositions autorisées par l'ASN dans sa décision n° CODEP-DCN-2018-037756 du 23 juillet 2018. - m'apporter les éléments permettant de justifier que les équipements 2 EAS 510 VP, 2 EAS 516 VP et 2 EAS 576 VP, installés dans le cadre de la modification PNPP 1811, sont compatibles avec les dispositions autorisées par l'ASN. Par ailleurs, lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que deux écrous freins n'étaient pas serrés au niveau des pieds de l'échangeur référencé 2 EAS 560 RF. Les inspecteurs ont également constaté des fissures au niveau du massif en béton de l'échangeur. Ce dernier constat était déjà connu de vos services et a fait l'objet de l'ouverture d'un plan d'action. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'une analyse complémentaire était en cours. Demande B5 : je vous demande d'indiquer les suites qui seront données aux deux constats susmentionnés concernant l'échangeur 2 EAS 560 RF. ## Pnpp 1196 : Rénovation Globale De La Détection Incendie Le dossier de modification notable autorisé par l'ASN indique que la modification PNPP 1196 impliquera une modification du rapport de sûreté ainsi que des RGE, notamment les chapitres III et IX. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs si les évolutions documentaires demandées avaient été intégrées. Demande B6 : je vous demande de m'indiquer si les évolutions documentaires dans le cadre de la PNPP 1196 susmentionnées ont été intégrées. ## Pnpp 1012 : Modification Du Parc À Gaz Sgz Le dossier de modification relatif à la modification PNPP 1012 qui a fait l'objet d'un accord exprès de l'ASN implique une mise à jour de la description des parcs à gaz dans le rapport de sûreté du site. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs si les évolutions documentaires demandées avaient été intégrées. Demande B7: je vous demande de m'indiquer si les évolutions documentaires prévues dans le cadre de la PNPP 1012 susmentionnées ont été intégrées. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'une modification interviendrait à l'été sur le parc à gaz et consisterait à dédoubler les lignes H2 afin de pouvoir isoler les réacteurs n°1 et n°2. Vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser au jour de l'inspection si une analyse du cadre règlementaire de cette modification avait à ce jour été réalisée. Demande B8 : je vous demande de vous positionner sur la nécessité ou non de déposer un dossier de demande d'autorisation à l'ASN dans le cadre des travaux relatifs au dédoublement des lignes H2 sur le parc à gaz commun des réacteurs n°1 et n°2. Le dossier de modification indique que la quantité maximale d'hydrogène présente sur un parc de stockage est de 151kg. Suite à la demande des inspecteurs, vous avez transmis le 4 février 2022 le document relatif à la protection contre les explosions (DRPCE), référencé D5140/NT/06.144 à l'indice H. Le paragraphe « 4.3.9.2 Circuit SGZ Tr9 rénové dans le cadre de la PNPP1012 » indique que : « Quatre cadres de bouteilles d'H2 sont présents sur chaque parc à gaz, le parc à gaz SGZ Tr.9 dessert 2 tranches ainsi 2 cadres sont raccordés en permanence à l'installation. » Demande B9 : je vous demande de préciser la manière dont le site s'assure à tout moment que la masse totale d'hydrogène présente sur chaque parc à gaz n'excède pas 151kg conformément au dossier de modification. Je vous demande également d'indiquer si la quantité de « quatre cadres de bouteilles d'hydrogène » est compatible avec la limite de 151kg mentionnée précédemment. Je vous demande enfin de vous assurer de l'adéquation entre le dossier de modification ayant fait l'objet d'un accord exprès de l'ASN, le DRPCE et les consignes d'exploitation du parc à gaz. PNPP 1709 : remplacement des robinets SIERS sur TEG et ajout de blocs d'inter-verrouillage sur robinets RPE Lors de l'inspection, les inspecteurs ont contrôlé par sondage des plans d'actions (PA) ouverts lors du déploiement de la modification PNPP 1709, dont le PA référencé 233062. Suite à la résorption d'écarts concernant des équipements non ATEX (Atmosphère Explosive), il était nécessaire de requalifier des équipements et pour se faire, rejouer notamment la procédure d'exécution d'essais (PEE) référencée TEG300 en partie. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs si la PEE TEG300 avait été rejouée. Demande B10 : je vous demande de me transmettre les résultats obtenus suite à la réalisation partielle de la PEE TEG300, conformément à l'attendu du PA 233063. ## C. Observations PNPP 1907 : création d'un système de refroidissement mobile diversifié PTR « bis » Observation C1 : Lors de cette inspection, les inspecteurs ont procédé par sondage à un contrôle des dispositions figurant dans le dossier autorisé relatif à la PNPP 1907 et ont notamment constaté que les brides boulonnées des tuyauteries d'aspiration et de refoulement du système PTR « bis » ainsi qu'une ligne de purge vers le système RPE (purges des évents et exhaures nucléaires) n'étaient pas entièrement situées au-dessus de la rétention, de sorte que les fuites associées à ces organes pourraient ne pas être récupérées par ladite rétention. A l'instar de la modification réalisée sur le réacteur n°1, vous avez mis en place une tôle métallique inclinée sur le génie civil, sous les tuyauteries. Les inspecteurs réitèrent leur remarque concernant le sousdimensionnement de ces plaques, et s'interrogent sur leur réelle efficacité pour collecter les fuites. Cette observation fait déjà l'objet d'une demande dans la lettre de suite référencée CODEPOLS-2022-004691, en attente de réponse de votre part. 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-2022-0381	Lyon, le 10 février 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-006747 Monsieur le chef d'installation ICEDA EDF - DPNT - DP2D ICEDA CNPE du Bugey BP 60120 01155 LAGNIEU Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base EDF - INB no 173 - ICEDA Inspection n° INSSN-LYO-2022-0381 du 4 février 2022 Thème : Respect des engagements 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 a eu lieu le 4 février 2022 au sein de l'établissement Iceda (INB n o 173) 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 4 février 2022 réalisée au sein de l'installation Iceda concernait le respect des engagements pris par l'exploitant envers l'ASN. Les engagements examinés font essentiellement suite aux inspections menées par l'ASN. Les inspecteurs se sont également rendus au niveau du hall de réception et des salles de télé-opérations des colis dans les cellules. Il ressort de cette inspection que l'exploitant gère les engagements pris envers l'ASN de manière globalement satisfaisante. En effet, les différents engagements regardés lors de l'inspection ont été réalisés en respectant l'échéance annoncée. ## A. Demandes D'Actions Correctives Programme local de maintenance préventive et contrôles réglementaires Lors de l'inspection du 8 juillet 2021 qui portait sur la thématique de la maintenance, des contrôles et essais périodiques, les inspecteurs ont constaté que certains contrôles prévus au titre du programme local de maintenance préventive et contrôles réglementaires (PLMP) n'ont pas été réalisés. Suite à ce constat, vous vous êtes engagés à réaliser une analyse de conformité. Les inspecteurs ont consulté l'analyse de conformité réalisée en fin d'année 2021. Les non-conformités aux PLMP seront résorbées avant le début du cycle de conditionnement de déchets de 2022. Le fait de vérifier la conformité de l'installation au PLMP avant le début d'un cycle de conditionnement est une bonne pratique à pérenniser. Demande A1 : Je vous demande de mettre en place les dispositions nécessaires permettant de justifier qu'au début de chaque cycle, le PLMP est respecté et que les potentiels écarts sont bien identifiés et traités. B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES Sans objet C. OBSERVATIONS Sans objet Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée. Le chef de pôle LUDD délégué Fabrice DUFOUR
INSSN-LYO-2022-0413	# Référence Courrier : Codep-Lyo-2022-007771 Orano Ce Bp 16 26701 Pierrelatte Cedex Lyon, le 21 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB) Orano CE - INB n°93 - Usine Georges Besse 1 N° dossier : Inspection n°INSSN-LYO-2022-0413 du 9 février 2022 Thème : Lt2b - Respect des engagements, PT et autorisations 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] Décret n°2016-846 du 28 juin 2016 relatif à la modification, à l'arrêt définitif et au démantèlement des installations nucléaires de base ainsi qu'à la sous-traitance [3] Décision ASN 2020-DC-0695 du 13 octobre 2020 relative au démantèlement partiel de l'INB n°93 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 9 février 2022 sur les installations du périmètre de l'INB n°93 implantées sur le site nucléaire Orano du Tricastin. Cette inspection a porté sur le thème du respect des engagements pris auprès de l'ASN. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection du 9 février 2022 de l'usine George Besse I avait pour principal objectif de contrôler le respect des engagements pris envers l'ASN au travers des inspections et des événements significatifs et le respect des décisions de l'ASN. A ce titre, les inspecteurs ont vérifié au sein de la base CONSTAT les engagements arrivés à échéance, ont questionné l'exploitant sur les réponses à apporter dans le cadre du démantèlement partiel et du réexamen de l'INB 93 et ont vérifié les dispositions opérationnelles mises en place au sein de l'atelier 420. Bien que le suivi de la base CONSTAT soit rigoureux, les inspecteurs notent que le suivi des prescriptions techniques au titre de la décision de démantèlement partiel [3] de l'INB 93, non présent au sein de cette base CONSTAT, n'a pas été effectué. ## Demandes D'Actions Correctives Respect Des Prescriptions Techniques Encadrant Le Démantèlement Partiel De L'Inb 93 L'article 3 de la décision [3] dispose : « La société Orano Cycle, ci-après dénommée « l'exploitant », transmet à l'ASN, au plus tard le 31 décembre de chaque année, un état de l'avancement : − Des actions mises en œuvre pour respecter les prescriptions et échéances définies dans l'annexe à la présente décision, − Des actions mises en œuvre pour répondre aux engagements pris dans la lettre du 6 janvier 2017 susvisée » Par ailleurs, les annexes techniques associées à cette décision [3] précisent : [PT-DEM93-15] « Au plus tard le premier février de chaque année, l'exploitant transmet à l'ASN le bilan pour l'année précédente du nombre de conteneurs d'hexafluorure d'uranium entreposés dans l'installation. Ce bilan présente notamment la quantité d'UF6, et son taux d'enrichissement, dans chaque conteneur entreposé. Ce bilan pourra être intégré au rapport prévu à l'article L. 125-15 du code de l'environnement.» Les inspecteurs prennent notent que ces deux bilans n'ont pas été transmis à l'ASN avant la date de l'inspection, le 9 février 2022. Demande A1: Je vous demande de respecter les échéances prescrites dans le cadre de la décision encadrant le démantèlement partiel de l'INB 93 et, en cas de retard éventuel, d'en informer au préalable l'ASN. ## Préparation Des Futures Opérations : At 420 Afin de vérifier le respect des engagements pris lors de l'inspection INSSN-LYO-2021-0384 du 11 octobre 2021 sur le thème de la gestion des déchets, les inspecteurs se sont rendus dans l'atelier 420 pour vérifier les progrès effectués et ayant fait l'objet d'actions associées à l'issue de l'inspection réexamen périodique INSSN-LYO-2021-0385 des 28 et 29 juillet 2021. Les inspecteurs soulignent positivement le travail engagé. Cependant, d'autres zones annexes à ce périmètre restent à vider, notamment, de la présence de nombreux matériels ou récipients à caractériser (neufs ou usagés) ou de déchets à évacuer. En particulier, les inspecteurs ont observé l'ancien magasin « DAF », contenant encore de nombreux produits (pièces de rechange, joints périmés, aérosols et petites bouteilles d'huile pour moteur). Par ailleurs, une armoire située en sous-sol de l'atelier 420, en zone contrôlée, contenait des déchets à évacuer. Demande A2: Je vous demande de prendre des dispositions pour poursuivre le tri et l'évacuation de ces déchets situés en zone contrôlée, en particulier le magasin « DAF » et le premier étage de l'Atelier 420. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Sous-Traitance Liée À La Réorganisation Issue Du Plan Pearl Les inspecteurs ont demandé comment était organisée la sous-traitance pour les études de démantèlement, notamment vis-à-vis de la réorganisation issue du plan dénommé PEARL qui a impliqué le renforcement d'une Autorité technique sur le site et l'implication d'Orano DEM vis-à-vis des projets de démantèlement au profit d'Orano CE. En effet, l'organisation actuelle fait apparaître un nouveau rang de sous-traitance « Orano-DEM », comme intervenant extérieur (ou prestataire) au profit de l'exploitant Orano CE dans le périmètre du démantèlement. Le décret [2] dispose à l'article 63-2 : « I. Pour garantir la maîtrise de la réalisation des activités importantes pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement, l'exploitant limite autant que possible le nombre de niveaux de sous-traitance. « II. Lorsque l'exploitant confie à un intervenant extérieur la réalisation, dans le périmètre de son installation au cours du fonctionnement ou du démantèlement de celle-ci, de prestations de service ou de travaux importants pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement, ceux-ci peuvent être réalisés par des sous-traitants de second rang au plus. » Demande B1: Je vous demande de m'indiquer quelles dispositions de surveillance des intervenants extérieurs sont prises au niveau du site du Tricastin afin de respecter le nombre de rang de soustraitance dans le cadre des activités du démantèlement menées au profit de l'exploitant Orano CE, et le cas échéant d'identifier celles concourant à la dérogation de la responsabilité opérationnelle et au contrôle des INB en démantèlement au profit d'Orano DEM au titre des articles R593-10 et R593-12 du code de l'environnement. ## 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 Eric ZELNIO
INSSN-LYO-2022-0472	Référence courrier : CODEP-LYO-2022-007733 Lyon, le 28/02/2022 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 os111 et 112) Inspection n° INSSN-LYO-2022-0472 du 9 février 2022 Thème : « Systèmes électriques - Contrôle commande » Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux 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 9 février 2022 sur la centrale nucléaire de CruasMeysse sur le thème « Systèmes électriques - Contrôle commande ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection du 9 février 2022 avait pour objet de contrôler les dispositions mises en œuvre par le site pour assurer la disponibilité des systèmes électriques et de contrôle-commande. Les inspecteurs se sont principalement intéressés aux systèmes de protection du réacteur (RPR), de mesure de la puissance neutronique (RPN) et au paramétrage des réglages dit « sensibles ». Dans ce cadre, les inspecteurs ont examiné les bilans de fonction des sources électriques. Ils ont également contrôlé, par sondage, les demandes de travaux (DT) en cours ou réalisées ainsi que les plans d'actions (PA) concernant plusieurs matériels de ces systèmes de contrôle-commande. En outre, les inspecteurs se sont rendus dans la salle de commande des réacteurs 1 et 2 pour vérifier l'application de la démarche associée aux réglages sensibles. Ils ont également inspecté des locaux abritant différentes batteries au plomb ainsi qu'une partie du bâtiment électrique du réacteur n° 2. Enfin, les inspecteurs ont vérifié par sondage la mise en œuvre effective de différentes dispositions prises par le site à la suite d'événements significatifs déclarés à l'ASN et à la suite des précédentes inspections menées sur les systèmes électriques et le contrôle-commande. Au vu de cet examen, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour assurer le suivi des systèmes concourant aux systèmes électriques et au contrôle-commande est considérée comme satisfaisante. Les inspecteurs ont relevé positivement l'organisation et la procédure locale mise en place pour la déclinaison des réglages sensibles. Toutefois, l'exploitant devra renforcer le pilotage et la rigueur de traitement des demandes de travaux (DT) relatives aux équipements importants pour la sûreté (EIPS) du domaine des automatismes et de l'électricité. ## A. Demandes D'Actions Correctives Traitement Des Dt L'article 2.6.3 de l'arrêté fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base (INB) cité en référence [2] dispose que : « I. L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : Déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; mettre en œuvre les actions ainsi définies ; évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives. II. L'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement. III. Le traitement d'un écart constitue une activité importante pour la protection. IV. Lorsque l'écart ou sa persistance constitue un manquement mentionné au troisième alinéa de l'article 2.6.2, l'exploitant prend sans délai toute disposition pour rétablir une situation conforme à ces exigences, décisions ou prescriptions. Sans préjudice des dispositions de l'article 2.6.4, lorsque l'exploitant considère qu'il ne peut rétablir une situation conforme dans des délais brefs, il en informe l'Autorité de sûreté nucléaire. » Les inspecteurs ont relevé, lors de l'examen par sondage de la liste de suivi des DT relatives aux EIPS des systèmes électriques et du contrôle-commande, que celle-ci n'était pas à jour. Ils ont également constaté que des DT qui avaient été traitées n'étaient pas clôturées et que, d'autre part, les DT les plus anciennes avaient été créées en 2016 mais étaient encore en attente de traitement au jour de l'inspection. Ainsi, les inspecteurs ont relevé que près de 300 DT étaient en cours de traitement et non closes. L'ensemble de ces DT, dont la majorité portent sur le domaine des automatismes, sont en retard de traitement par rapport à l'échéance de traitement qui y sont mentionnés. Demande A1 : Je vous demande de renforcer votre organisation pour le traitement des DT. Vous me ferez part des actions engagées en ce sens. ## Suivi Des Enregistreurs En Salle De Commande Lors de l'examen de la liste des DT, les inspecteurs ont constaté la présence de plusieurs dizaines de DT en attente de traitement, relatives aux enregistreurs situés en salle de commande. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que le traitement de ces DT est retardé en raison du renouvellement du marché du prestataire en charge de l'entretien des enregistreurs. Or, en 2021, le site de Cruas a déclaré deux évènements significatifs pour la sûreté impliquant des dysfonctionnements d'enregistreurs en salle de commande. Demande A2 : Je vous demande de définir un plan d'action visant à fiabiliser, de manière pérenne, le fonctionnement des enregistreurs situés en salle de commande. Vous me ferez part de ce plan et des échéances associées. ## Traitement De La Dt N°00633644 L'article 2.6.3 de l'arrêté cité en référence [2] dispose que : I. L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; mettre en œuvre les actions ainsi définies ; évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. Les inspecteurs ont examiné la DT n°00633644 relative au traitement d'un défaut du capteur repéré 4 PTR 041 SN, permettant la mesure du niveau bas du compartiment transfert du bâtiment combustible. Les inspecteurs ont relevé qu'une modification temporaire de l'installation (MTI) avait été mise en œuvre pour inhiber le capteur lorsqu'il était actif alors que le compartiment transfert était plein d'eau. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que le traitement de cette DT avait été réalisé par une action de reconnexion du capteur. Les inspecteurs considèrent que le traitement de cette DT aurait dû faire par ailleurs l'objet de l'ouverture d'un plan d'action constat (PACSTA) intégrant une analyse de sûreté et la position de l'exploitant quant à la disponibilité des pompes de traitement et réfrigération des eaux de piscines et du réacteur (PTR). En effet, ce capteur participe à la protection des pompes PTR permettant leur arrêt automatique en cas de niveau bas du compartiment transfert. En complément, bien que vous considériez cette DT comme traitée, il ressort de l'extraction de la liste des DT que cette dernière a été ouverte en 2018 et n'était pas encore close au jour de l'inspection. De plus, un constat similaire a été réalisé lors du traitement de la DT n°0113145 relative à l'absence de déclenchement par pression basse de la pompe référencée 1 PTR 001 PO. Ce déclenchement est associé à des critères à atteindre figurant dans le chapitre IX des règles générales d'exploitation (RGE) (chapitre relatif aux essais périodiques) et participe à la disponibilité des protections des pompes PTR requis par le chapitre III des RGE. Demande A3 : Je vous demande d'analyser et de m'indiquer les raisons qui vous ont conduit à ne pas ouvrir de PACSTA à l'issue de ces DT et à considérer que les protections des pompes PTR demeuraient disponibles. Prise en compte du retour d'expérience : formation aux branchements du voltmètre « VOTAN » L'analyse du compte-rendu de l'évènement significatif pour la sûreté (CRESS) survenu le 6 août 2018, relatif à la mauvaise implantation de la valeur de réglage « delta I ref », fait apparaître une erreur de branchement du voltmètre. Parmi, les actions correctives issues de l'analyse de cet évènement, figurait celle qui consistait à développer une formation locale sur le diagramme de fonctionnement « VOTAN » et de la dispenser aux agents disposant de la compétence « Réglage Sensible du RPN ». Les inspecteurs ont souhaité vérifier où en était cette action et si elle avait été déclinée. Ils ont constaté que cette action a été mise en œuvre une seule fois, à l'issue de l'évènement significatif, et n'a pas été intégrée dans les cursus de formation et d'habilitation. Demande A4 : Je vous demande d'intégrer dans les programmes de formation et d'habilitation et dans les recyclages associés, la formation locale sur le diagramme de fonctionnement VOTAN conformément aux engagements du CRESS susmentionné. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Expertises Techniques Les inspecteurs ont examiné le PACSTA référencé n°00258635 relatif à la présence d'un défaut de phase sur l'onduleur repéré 2 LNB 001 DL. Ce défaut de phase a été à l'origine d'un évènement significatif pour la sûreté, déclaré à l'ASN le 22 décembre 2021. Les inspecteurs ont souhaité connaitre les éléments techniques à l'origine de la défaillance. Ils ont noté que l'origine du défaut de phase serait due à un défaut d'une carte électronique interne de l'onduleur. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que l'analyse, qui sera réalisée dans le cadre du rapport de cet événement, porterait essentiellement sur l'utilisation d'un dispositif de chantier ainsi que sur les facteurs organisationnels de l'intervention de la réparation de la carte électronique. Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur l'opportunité de réaliser une expertise technique de la carte électronique de l'onduleur et de réaliser une analyse du vieillissement de ces cartes. Demande B1 : Je vous demande de préciser dans le rapport de cet évènement les éléments techniques à l'origine de la défaillance de la carte électronique. C. OBSERVATIONS 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 4
INSSN-OLS-2022-0693	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-012663 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Belleville-sur-Loire BP 11 18240 LERE Orléans, le 9 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville-sur-Loire - INB n° 127 et 128 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0693 du22 février 2022 « Suivi des équipements sous pression et des équipements sous pression nucléaires» 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] Avis IRSN n°2021-00100 en date du 14 juin 2021 relatif à l'anomalie de serrage des brides de support des diaphragmes de la ligne de débit nul de l'injection de soude du circuit d'aspersion de l'enceinte (EAS). [4] Arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires [5] Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples [6] Mode opératoire D5370MO20041391 relatif à l'organisation pour l'utilisation du logiciel BRT CICERO [7] Procédure de conservation et de transfert des radiogrammes indice A référencée D309519028307 [8] Mode opératoire mise ne oeuvre de l'arrêté ESPN au CNPE de Belleville-sur-Loire référencé D5370GT11191 ## 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 février 2022 au CNPE de Belleville-sur-Loire surle thème «Suivi des équipements souspression et des équipements sous pression nucléaires». 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 thème « suivi des équipements sous pression et des équipements sous pression nucléaires ». Les inspecteurs ont tout d'abord examiné l'organisation du suivi des équipements sous pression nucléaires (ESPN) sur le site. Ils ont contrôlé par sondage deux dossiers de modification et réparation réalisées en 2020 et 2021, le dossier descriptif d'un ESPN, la bonne application des programmes de base des opérations d'entretien et de surveillance (POES) de deux ESPN. Des échanges ont également eu lieu sur la prise en compte du retour d'expérience et sur l'analyse de deux événements qui ont eu lieu récemment sur le CNPE de Penly. Les inspecteurs ont ensuite abordé l'organisation relative à l'utilisation du logiciel BRT CICERO qui permet le suivi du phénomène de corrosion-érosion sur certains matériels sensibles à ce mode de dégradation et notamment certaines tuyauteries du circuit secondaire principal (CSP). Un contrôle par sondage a été réalisé sur la bonne intégration dans le logiciel des paramètres physiques et des caractéristiques techniques d'un équipement. Les inspecteurs se sont ensuite rendus dans le local de stockage des radiogrammes pour en vérifier les conditions de conservation. Suite à cette inspection, il apparaît que l'organisation du suivi des ESPN est globalement satisfaisante sur le site de Belleville-sur-Loire.Les dossiersde modification contrôlés par sondage n'ont pas appelé de remarque particulière et, mis à part sur un point, l'application des POES est apparue satisfaisante. Il ressort cependant comme piste d'amélioration la prise en compte du retour d'expérience (REX) des autres sites du Parc et de l'IRSNnotamment concernantson analyse technique de certains écarts et l'identification des mesures correctives. Un constat pouvant impacter la requalification du circuit de refroidissement à l'arrêt (RRA) déjà réalisé par l'ASN sur d'autres sites de la plaque ces dernières années n'a en outre pas été pris en considération. L'utilisation du logiciel BRT CICERO apparaît également comme satisfaisante même si des compléments relatifs à la bonne intégration des paramètres physiques et des caractéristiques techniques des équipements concernés sont attendus. Enfin, les inspecteurs considèrent que le stockage et les conditions de conservation des radiogrammes sont globalement adaptés. ## A. Demandes D'Actions Correctives Mauvais Serrage Au Couple Au Niveau Des Diaphragmes Eas 117 - 118 Di L'article 2.6.2 de l'arrêté [2] requiert que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer : - son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas échéant, s'il s'agit d'un événement significatif ; - s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ; - si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre. » La centrale de Penly a déclaré un Evénement Significatif pour la Sûreté (ESS) survenu le 19 avril 2021 sur le réacteur n° 2 et concernant la résistance mécanique des vis des brides de support de deux diaphragmes présents sur le circuit d'aspersion de l'enceinte (EAS), plus précisément sur les deux lignes de débit nul des pompes de brassage des bâches à soude du système EAS. L'appui technique de l'ASN (l'IRSN) a décrit et analysé cet événement significatif dans son avis [3]. Dans ce cadre, elle précise le rôle de l'injection de soude dans le circuit EAS : « Afin de maintenir en phase liquide l'iode absorbé qui pourrait être émis notamment en situation d'accident avec fusion du cœur, une solution de soude augmentant la valeur du pH est mélangée [à l'eau du circuit EAS] à l'aide d'injecteurs. Le circuit d'injection de soude est mis en service automatiquement avec l'aspersion directe, après une temporisation de cinq minutes. Afin d'assurer l'homogénéisation de la solution de soude et d'éviter une cristallisation, une pompe de brassage fonctionne à intervalles réguliers pour chacune des deux voies redondantes. Cette pompe dispose d'une ligne de débit nul afin de garantir son bon fonctionnement grâce à un débit suffisant à son refoulement. » Lors de contrôles visuels réalisés par l'exploitant du réacteur n° 2 de la centrale nucléaire de Penly, des inétanchéités ont été constatées le 28 septembre 2020 au niveau des deux diaphragmes. À la suite de ce constat, une intervention a été réalisée en avril 2021 pour remettre les diaphragmes en conformité. Le couple de serrage appliqué a été de 10 daN.m conformément à un dossier d'intervention datant de 2003. Cette valeur de 10 daN.m a ensuite été remise en question par un intervenant d'EDF qui a demandé une vérification par le calcul. Celle-ci a montré que le couple de serrage à appliquer est uniquement de 3,3 daN.m. Dans le cadre de l'analyse menée pour évaluer l'impact de ce sur-serrage, le CNPE de Penly indique seulement que la fonction d'injection de soude par le circuit EAS n'aurait pas pu être considérée comme totalement disponible en cas de brèche sur le circuit primaire consécutive à un séisme. En effet, l'application d'un couple de serrage de 10 daN.m engendrait un dépassement des contraintes admissibles des éléments de la boulonnerie et des brides des diaphragmes. Ces sur-serrages auraient pu remettre en cause le bon comportement mécanique de la liaison autour des diaphragmes, dont l'intégrité n'était alors pas garantie en cas de séisme. Dans son avis [3], l'appui technique de l'ASN, indique que cette anomalie de serrage aurait pu engendrer la perte des deux voies du circuit EAS. Elle précise que « si le niveau bas dans la bâche à soude n'est pas atteint avant l'ouverture de la ligne d'injection de soude (soit cinq minutes après l'ordre de démarrage de l'aspersion par le circuit EAS), la brèche au niveau des diaphragmes conduit à une admission d'air via les éjecteurs à l'aspiration des pompes EAS. Cette aspiration d'air peut causer in fine leur désamorçage par vortex. » Le Plan d'action (PA) n°00221149 du CNPE de Belleville porte sur la prise en compte et l'analyse du REX de cet événement significatif. Il indique que, comme pour le CNPE de PENLY, « le site de Belleville applique des procédures historiques demandant d'appliquer un couple de serrage à 10 m DaN ». Les couples de serrage ont été remis en conformité suite à ce constat. L'analyse déclarative réalisée par l'exploitant a conclu à un événement intéressant la sûreté ce qui n'est pas cohérent avec l'analyse du site de Penly qui conclut à un ESS. Lors de l'inspection, il est également apparu que l'avis de l'IRSN et ses conclusions n'étaient pas connus de l'exploitant et n'ont donc pas été intégrés à l'analyse. Demande A1 : je vous demande de procéder au réexamen du caractère déclaratif de l'événement en intégrant les conclusions de l'appui technique de l'ASN (l'IRSN) [3] et notamment l'indisponibilité potentielle du système EAS en cas de séisme. Dans ce même avis l'IRSN émet également comme recommandation de justifier « dans les meilleurs délais, la valeur de référence des couples de serrage à appliquer aux éléments filetés des brides des diaphragmes situés sur les lignes de débit nul des pompes de brassage des bâches à soude des réacteurs de 1300 MWe. ». L'ASN souscrit à cette recommandation. Demande A2 : je vous demande de justifier dans les meilleurs délais la valeur de référence de 3,3 daN.m à appliquer aux deux diaphragmes. L'article 2.4.1 de l'arrêté [2] requiert que « […] III. ― Le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant : […] ― de recueillir et d'exploiter le retour d'expérience ; […] » Le 2 octobre 2021 un essai périodique visant à contrôler l'étanchéité de vannes sur des tuyauteries du circuit primaire principal (CPP) de diamètre inférieur à 50 mm a eu lieu sur le CNPE de Penly. Le réacteur était en arrêt normal sur les générateurs de vapeur (AN/GV) aux conditions d'arrêt à chaud. L'essai consistait, le circuit étant en pression, à fermer le 1er organe d'isolement (1 RCP 551 VP) et à ouvrir progressivement le 2nd organe (1 RCP 561 VP) pour vérifier l'absence de fuite via un indicateur en verre. La même opération a ensuite été effectuée pour vérifier l'étanchéité du 2nd organe. Lors de la manipulation par l'agent de terrain des vannes 1 RCP 551 VP et 1 RCP 561 VP associées au Générateur de Vapeur (GV) 41, l'indicateur en verre s'est brisé, entrainant des projections d'eau, de vapeur et de verre sur les trois agents présents et générant une fuite primaire estimée à environ 3 m3 par heure imposant le repli du réacteur dans un état plus sûr. Cet événement est présenté dans le compte-rendu hebdomadaire du REX de la semaine 41 fait par l'UNIE mais aucune action n'a à ce jour été mise en œuvre sur le CNPE de Belleville pour prendre en compte ce retour d'expérience notamment en ce qui concerne la tenue des indicateurs en verre à la pression du CPP ou la manipulation des vannes concernées. Demande A3 : je vous demande d'exploiter le retour d'expérience issu de cet événement. Vous me ferez part des actions mises en œuvre pour répondre à cette demande. ## 1 Rra N01 Ty Le point 2.1 de l'annexe VI de l'arrêté [4] requiert que la requalification périodique des équipements sous pression nucléaire « permet de s'assurer que les opérations d'entretien et de surveillance de l'équipement ont été mises en œuvre. Elle intègre l'analyse des résultats de tous les contrôles et inspections effectués en application des dispositions des annexes V et VI depuis la requalification périodique précédente, ou à défaut depuis sa mise en service. » Le POES relatif à la tuyauterie 1 RRA N01 TY demande un contrôle visuel d'absence de fuite sur les brides de la manchette amont de la pompe 1 RRA 011 PO à chaque mise en service du RRA. Le tableau transmis à l'organisme habilité ayant prononcé la requalification de l'équipement 1 RRA N01 TY mentionne un seul ordre de travail et donc un seul contrôle visuel associé à l'absence de fuite sur les brides de cette manchette lors de chaque arrêt de tranche. Etant donné que le circuit RRA est mis en service au minimum à deux reprises lors d'un arrêt, à la descente et à la remontée, ce contrôle doit être réalisé et enregistré au moins deux fois. Suite à l'inspection, l'exploitant a notamment indiqué que lors des mises en service du RRA, le service « conduite » réalise systématiquement un contrôle visuel des brides des manchettes amont et aval des pompes RRA011-012PO en application de la consigne permanente F RRA 1 ind21. Cependant, la réalisation de ce contrôle n'est pas tracée. Dans le cadre de la requalification de la tuyauterie 1 RRA N01 TY il n'est ainsi pas possible pour l'organisme habilité de s'assurer que toutes les opérations d'entretien et de surveillance de l'équipement ont été mises en œuvre et par conséquent de prononcer la requalification de l'équipement. Ce constat a déjà été réalisé par l'ASN sur d'autres CNPE pour des équipements rattachés au circuit RRA. Demande A4 : je vous demande de vous assurer de la bonne réalisation et de la bonne traçabilité de l'ensemble des opérations d'entretien et de surveillance à mettre en œuvre sur les équipements du circuit RRA et notamment les opérations et surveillances devant être réalisées à chaque mise en service de ce circuit. Vous me ferez part des actions mises en œuvre pour répondre à cette demande. L'article 12 de l'arrêté [5] impose qu'« en application de l'article R. 557-14-4 du code de l'environnement, un équipement ou un accessoire mentionné au I ou aux 1° et 2° du III de l'article R.55714-1 de ce même code fait l'objet d'un suivi en service. » Le logiciel BRT Cicéro modélise le phénomène de corrosion-érosion sur certains matériels sensibles à ce mode de dégradation et notamment certaines tuyauteries du CSP. Pour chacun de ces matériels, à partir d'un certain nombre de données techniques et de paramètres physiques, le logiciel calcule une vitesse théorique de corrosion et en déduit ainsi la prochaine date de réalisation des mesures d'épaisseur. Ces mesures permettent de s'assurer de la tenue à la pression des matériels avec une marge de sécurité. L'utilisation de ce logiciel participe ainsi à l'élaboration du suivi en service de ces matériels. Les données techniques intégrées à l'outil doivent ainsi être cohérentes avec la réalité des matériels en place pour s'assurer de la bonne modélisation du phénomène de corrosion-érosion et, avant toute chose, pour ne pas le minorer. Les inspecteurs ont pris l'exemple de la ligne 1 ARE 001 BTY et ont contrôlé par sondage la cohérence des paramètres intégrés dans l'outil BRT Cicéro avec les données techniques de l'installation. Ces données sont reprises dans des classeurs intitulés « classeurs BRT Cicéro ». Ils ont ainsi constaté sur cet exemple que la température nominale du fluide utilisée pour la modélisation est de 216,3°C alors que la température retenue dans le « classeur BRT Cicéro » est de 227,4°C. Pour la portion de la ligne située entre les vannes 1 ARE 011VL et ARE 021 VL qui mesure environ un mètre, ils ont également constaté une différence d'une dizaine de centimètres entre la valeur indiquée sur le plan isométrique et les données techniques intégrées au logiciel. Demande A5 : je vous demande de vous assurer de la cohérence des valeurs renseignées dans le logiciel BRT Cicéro pour les lignes 1-2 ARE 001 BTY et de réaliser un contrôle par sondage portant sur l'exactitude des paramètres physiques renseignés dans ce même logiciel. Vous me ferez part des actions mises en œuvre pour répondre à cette demande et des résultats obtenus. Le mode opératoire [6] indique que « l'organisation doit garantir la traçabilité de l'ensemble des opérations de saisies réalisées dans le logiciel. A ce titre toute mise à jour d'une donnée fera l'objet de l'établissement d'une fiche (issue de l'annexe 14 de la RNM [2]) "Analyse et modification dans l'application BRT-CICERO" (voir formulaire 1). Tous les éléments justificatifs des mises à jour réalisées doivent être joints à la fiche précitée. L'ensemble des fiches et des justificatifs fait l'objet d'une conservation physique qui est de la responsabilité de l'agent ayant effectué la mise à jour. Ces fiches sont classées et conservées en ECM. » Suite aux échanges avec l'exploitant, il apparaît qu'il n'y a pas de conservation physique de ces fiches et que l'archivage sur l'ECM n'est pas encore réalisé. Demande A6 : je vous demande de vous assurer du respect du référentiel [6] en ce qui concerne la conservation et l'archivage des fiches « analyse et modification dans l'application BRT- CICERO » et de leurs pièces jointes. Vous me préciserez les actions engagées en ce sens. ## Conservation Des Radiogrammes L'article 2.5.2 de l'arrêté [3] dispose que « l'exploitant identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour ». L'article 2.5.6 de l'arrêté [3] précise quant à lui 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 ». En application de l'article 2.5.2 précité, la société EDF a défini la réalisation des examens non destructifs (END) sur des équipements importants pour la protection (EIP) comme étant une activité importante pour la protection (AIP). La procédure [7] encadre la conservation des radiogrammes permettant la traçabilité des résultats des différents contrôles radiographiques réalisés sur les matériels du site. Elle requiert notamment que « les pochettes ou boîtes utilisées pour l'archivage doivent être mises sur chant afin d'éviter de soumettre les radiogrammes à la pression exercée par l'empilement » et que « les meubles de rangement doivent être incombustibles et ne doivent pas être susceptibles de dégager des vapeurs pouvant endommager les documents archivés » Les inspecteurs ont constaté que certaines pochettes ou boîtes n'étaient pas stockées sur chant. Ils ont également mis en évidence que plusieurs films étaient stockés sur une table en matériaux combustibles. Demande A7 : je vous demande de vous assurer du respect de la procédure [7] pour le stockage des radiogrammes. ## B. Demande De Compléments D'Information Néant ## C. Observations C1 : Désignation des personnes compétentes pour la réalisation des inspections périodiques des équipements sous pression nucléaires Le point 3 de l'annexe V de l'arrêté [4] porte sur le suivi en service des équipements sous pression nucléaires (ESPN) et notamment sur les inspections périodiques de ces équipements. Le point 3.2 précise que « l'inspection périodique est réalisée sous la responsabilité de l'exploitant par une personne compétente apte à reconnaître les défauts et les dégradations susceptibles d'être rencontrés et à en apprécier la gravité […] » Il apparaît que les personnes en charge de réaliser des inspections périodiques d'ESPN sont nommément désignées par l'ingénieur ESPN du site qui a la charge d'évaluer leurs compétences avant de les nommer. Cependant, aucun critère d'évaluation de ces compétences n'a été défini. Outre le fait qu'il apparaît plus pertinent pour des questions de responsabilité juridique que ce soit l'exploitant qui désigne les personnes compétentes, une bonne pratique serait de définir des critères pour évaluer la compétence des personnes en charge de la réalisation des inspections périodiques des ESPN au préalable de leur désignation comme personne compétente. ## C2 : Lettre De Mission De L'Ingénieur Espn Le mode opératoire [8] indique que « sur le site de Belleville, le pilotage opérationnel de la mise en œuvre de l'arrêté [4] est confié à l'Ingénieur ESPN nommé par la Direction du site. » Les inspecteurs ont constaté que la lettre de mission du pilote ESPN n'est pas signée par un membre de la direction du site. Il n'est en outre pas précisé le temps alloué à la mission de pilotage de la mise en œuvre de l'arrêté [4] alors que la personne à qui cette mission est confiée est également en charge d'autres missions. ## C3 : Archivage Des Dossiers De Réparation Et De Modification Les inspecteurs ont contrôlé par sondage les dossiers de deux modifications portant sur les équipements 1RIS024VP et 2RRA031VP réalisées respectivement en 2020 et 2021. Ils ont constaté que les dossiers relatifs à ces deux modifications n'étaient pas encore enregistrés dans l'outil informatique dédié à l'archivage (ECM) et n'étaient par conséquent pas intégrés aux dossiers réglementaires des équipements. Suite à l'inspection le CNPE a indiqué que les deux dossiers de modifications étaient en cours d'archivage dans l'ECM. ## C4 : Conservation Des Radiogrammes La procédure [7] précise que « la protection contre l'incendie doit être assurée par des moyens autres que les appareils à projection d'eau ». Les inspecteurs ont constaté l'absence de ce type d'appareil et notamment d'extincteur à eau. Néanmoins la Fiche d'Action Incendie (FAI) associée au bâtiment où sont conservés les radiogrammes ne précise pas l'interdiction d'utiliser de l'eau. Cette FAI est utilisée par les équipes d'intervention du CNPE en cas de départ de feu dans le bâtiment. Une bonne pratique serait de préciser cette interdiction dans ce document de gestion des situations d'urgence. ## C5 : Mauvaise Attribution D'Un Plan D'Action Le PA 00232293 est codifié sur la tranche 1 alors qu'il porte en réalité sur un équipement de la tranche 2. La correction a été apportée par le site suite à l'inspection. 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 Signé par : Christian RON
INSSN-LYO-2022-506	Lyon, le 8 mars 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-009908 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 o 88) Inspection n° INSSN-LYO-2022-0506 du 8 février 2022 Thème : « Vérification de la conformité dans le cadre du 4ème réexamen périodique du réacteur 3 » Référence : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 8 février 2022 sur la centrale nucléaire de Tricastin sur le thème « Vérification de la conformité dans le cadre du 4ème réexamen périodique 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 Dans le cadre du suivi des 4 èmes 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 4 ème visite décennale, lorsque le réacteur est en fonctionnement, ainsi que celles réalisées pendant la visite décennale. L'inspection du 8 février 2022 entre dans le cadre du plan de contrôle précité et a porté sur le thème « vérification de la conformité » du réacteur no 3 du CNPE de Tricastin, dont la 4 ème visite décennale débute le 12 mars 2022. Cette inspection a permis de mettre en évidence une organisation et un suivi considérés comme satisfaisants pour la déclinaison opérationnelle des programmes d'examen de la conformité et la demande particulière (DP) 333 relative aux matériels à remplacer par les CNPE au titre de la maintenance exceptionnelle. Néanmoins des axes d'amélioration ont été identifiés concernant : - l'appropriation de la caractérisation des écarts entre les plans de conception et le réalisé sur le réacteur 3 ; - l'extension des contrôles lorsque les résultats de certains contrôles réalisés par sondage mettent en évidence des écarts ; - le panel des matériels contrôlés ; - la prise en compte de matériels considérés comme EIPi1 après réalisation des vérifications de conformité concernant cette catégorie de matériels. ## A. Demandes D'Actions Correctives Matériels Nouvellement Identifiés Eipi La liste des EIPi du CNPE de Tricastin, référencée D453413011024, a été mise à jour à quatre reprises sur la période 2016 - 2021. La vérification de la conformité des EIPi communs au site ou communs aux réacteurs 1 et 2 a été réalisée dans le cadre de la vérification de la conformité des EIPi du réacteur 1. En conséquence, les EIPi contrôlés sont ceux qui étaient identifiés comme tels dans la liste à l'indice 1 au moment de cette vérification. Demande A1 : Je vous demande d'identifier les EIPi communs au site ou communs aux réacteurs 1 et 2 qui ont été ajoutés à la liste des EIPi postérieurement à l'indice 1, de procéder à leur vérification de conformité et enfin, de me transmettre le bilan de cette vérification. ## Qualification Des Matériels Aux Conditions Accidentelles Les matériels qualifiés aux conditions accidentelles (MQCA) à contrôler au titre de l'ECOT2sont définis dans la note programme EDF référencée D450714020931 « Examen de conformité VD4 900 - Thème Qualification aux conditions accidentelles - Programme détaillé - Stratégie - Programme et contrôle » à l'indice 1. Cette note a fait l'objet d'une déclinaison locale pour chaque tranche et pour les communs de tranches, référencée D453417027691 indice 1. La note programme, au paragraphe 4.2 définit le nombre de contrôles par famille. Ainsi, sont prévus : - pour les armoires, le contrôle de 10 armoires et l'annexe « 2 Tableaux des contrôles/1. Armoires » définit l'ensemble des repères fonctionnels concernés. Pour le palier CPY, il y en a 9 (systèmes DCA, KPS, KRG, KRT, LHP, LHQ, LHT, LLS, RPN). Or, la déclinaison locale sur le CNPE de Tricastin ne prévoit pas de contrôle de tableaux du système DCA ; - pour les batteries, le contrôle de 7 batteries et l'annexe « 2 Tableaux des contrôles/2. Batteries » définit l'ensemble des repères fonctionnels concernés. Pour le palier CPY, il y en a 14 (systèmes LAA, LBA, LBB, LBC, LBD, LBE, LBF, LBJ, LCA, LCB, LCC, LDA, LLS et LNP). Le CNPE de Tricastin, dans sa note de déclinaison, a sélectionné 7 batteries pour chaque réacteur. Or, l'examen des batteries retenues met en évidence qu'il n'y a pas de contrôle de conformité de batteries LCB prévu ; - pour les capteurs, le contrôle de 60 capteurs et l'annexe « 2 Tableaux des contrôles/3. Batteries » définit l'ensemble des systèmes et repères fonctionnels concernés. Pour le palier CPY, les systèmes sont les suivants : ASG, EAS, ETY, KRT, LLS, PTR, RCV, RIS, RPE, SEF, SFI, VVP, CFI, DEL, DVC, DVG, DVI, DVK, DVL, DVP, DVT, DVW, JPI, JPL, RRI, ARE, RCP, RIC, RPN, RRA. Or, le CNPE de Tricastin, dans sa note de déclinaison, a sélectionné 30 capteurs ANA et 30 capteurs TOR pour chaque réacteur. L'examen des capteurs retenus met en évidence qu'il n'y a pas de contrôle de conformité de capteurs des systèmes SEF, SFI, CFI et DVT prévu. Demande A2 : Je vous demande de me préciser si les différents systèmes élémentaires cités comme non pris en compte sont présents sur le CNPE de Tricastin et, pour ceux qui seraient effectivement présents, de les intégrer dans le programme de l'examen de conformité du réacteur 4. Demande A3 : Si les situations constatées pour les armoires, batteries, et capteurs susmentionnés sont confirmées, à savoir la non intégration des matériels de certains systèmes identifiés dans la note programme, je vous demande de procéder à une revue de la note qui identifie les matériels MQCA à contrôler et si, pour les autres typologies de matériels concernés par cette vérification de conformité, des situations similaires sont constatées, de compléter le plan de contrôle mis en œuvre pour le réacteur 4 afin de réaliser un contrôle par sondage qui couvre le matériel MQCA de tous les systèmes élémentaires attendus. ## Confinement Ventilation L'ensemble des contrôles en lien avec la thématique « confinement - ventilation » a été réalisé. Ont été constatées 59 anomalies qui sont en cours de traitement. Seules deux anomalies devraient être justifiées en l'état. Les justifications ont été présentées et n'appellent pas d'observation. Par contre, au vu de la nature de certaines anomalies, la vérification de la conformité des installations aux exigences définies interroge. En effet, si les ventilations ont été réglées pour satisfaire les exigences réglementaires alors qu'étaient présents des déchirures, des trous au niveau de certaines manchettes ainsi qu'un déboitement de tronçon, les remises en conformité de ces constats sont de nature à modifier les débits dans les gaines et par conséquent il y aura lieu de s'assurer a posteriori que les requis sur les débits de ventilation restent conformes aux exigences. Demande A4 : Je vous demande de définir et mettre en œuvre les modalités de vérification des exigences associées aux ventilations après remise en conformité. ## 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 4 ème réexamen périodique des réacteurs du palier 900 MWe. Elle consiste en la réalisation de contrôles visuels sur des matériels ciblés, classés EIP, avec une vision transverse (contrôles réalisés par des équipes pluridisciplinaires), pour s'assurer de leur conformité. La démarche vise ainsi les systèmes SEC, ASG, LHP et LHQ. Lors de l'inspection du 8 février 2021, les inspecteurs ont procédé à des contrôles visuels pour les systèmes ASG, LHP et LHQ. A cette occasion, les inspecteurs ont formulé un certain nombre d'observations qui vous ont été communiquées à l'issue de l'inspection, par mél du 11 février 2022. Demande A5 : Je vous demande de traiter les observations transmises à vos services le 11 février 2022. Vous me ferez part des suites engagées. Demande A6 : Je vous demande de vérifier si ces observations avaient bien été identifiées dans le cadre du contrôle réalisé préalablement par vos équipes. S'il s'avère que certains observables n'avaient pas été identifiés, je vous demande de prendre des dispositions complémentaires pour éviter le renouvellement de cette situation lors de la réalisation de ces contrôles pour le réacteur 4. ## Maintien De La Qualification Des Matériels Aux Conditions Accidentelles Après Les Vd4 (Dp 333) La qualification aux conditions accidentelles des matériels du parc en exploitation a été initialement établie en considérant, pour la plupart d'entre eux, une hypothèse de durée d'utilisation compatible avec l'exploitation des réacteurs jusqu'en VD4. Pour certains MQCA, le maintien de la qualification n'a pu être démontré ou a été jugé non pertinent au vu de critères technico-économiques, ce qui conduit à les remplacer par voie de modification ou d'actions de maintenance. Ainsi, la Demande Particulière 333 (DP 333) identifie les MQCA à remplacer par les CNPE au titre de la maintenance exceptionnelle. L'examen par sondage de la mise en œuvre de la DP 333 a conduit à constater son application correcte. Toutefois, l'examen des opérations de serrage au couple des boutons TPL3 de marque « Mafelec » situés en salle de commande, à l'intertranche des réacteurs 3 et 4, a mis en évidence la situation suivante : la gamme mise en œuvre pour le contrôle des boutons TPL de l'intertranche des réacteurs 1 et 2 a été utilisée pour le contrôle de l'intertranche des réacteurs 3 et 4. Sur le rapport d'expertise ont été ajoutés de manière manuscrite les TPL suivants : 8RIS059TL, 8SVA001TL, 8LGR001 et 002TL et 8OLG001TL. Vous avez confirmé postérieurement à l'inspection que les TPL 9RIS059TL, 9SVA001TL, 9LGR001 et 002TL étaient présents à l'intertranche des réacteurs 1 et 2 mais que vous ne pouviez justifier du contrôle du serrage au couple de ces TPL, ceux-ci n'apparaissant pas dans le rapport d'expertise complété pour l'intertranche des réacteurs 1 et 2. Vous avez donc prévu de réaliser ce contrôle lors du prochain arrêt des réacteurs 1 ou 2 en 2022. Demande A7 : Je vous demande de procéder à une comparaison des contrôles réalisés sur les boutons TPL de marque « Mafelec » pour les réacteurs 1, 2 et 3. Si ce contrôle met en évidence d'autres différences que celles identifiées sur les boutons situés à l'intertanche, je vous demande de m'indiquer les enseignements tirés vis-à-vis de cette situation. Le cas échéant, vous vérifierez la complétude des contrôles réalisés lorsque la DP 333 a listé un type de matériel sans établir une liste précise des matériels concernés et les actions complémentaires que vous engagerez pour vérifier cette complétude. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Génie Civil La vérification de la conformité du génie civil porte sur : - les « Rétentions et puisards identifiés comme ultimes au titre des risques non radiologiques » ; - la « Conformité des BAC » : bilans relatifs au PBMP GC des bâtiments des auxiliaires de conditionnement (BAC) et réexamen de sûreté des BAC ; - les « Galeries et tuyauteries Bonna du SEC ». Il a été indiqué que la conformité du BAC avait été vérifiée dans le cadre de la vérification de la conformité du génie civil du réacteur 1 qui englobait aussi les équipements communs de site de tranches. Toutefois, la conformité du BAC n'apparaît pas dans la note « Programme et suivi de l'examen de conformité VD4 tranche 1 – Tricastin - Thème : génie civil », référencée D453417003261 indice 2, comme un item spécifique de la vérification de conformité, les EIPr4 du BAC ont été intégrés dans l'item « Rétentions et puisards identifiés comme ultimes au titre des risques non radiologiques ». La note de réponse aux objectifs au 4ème réexamen périodique précise que : « en cohérence avec « l'ECOT VD3 1300 », il est retenu de réaliser un examen de conformité des BAC. Cette conformité sera observée par le biais de bilans relatifs au PBMP Génie Civil d'une part et d'autre part aux éléments transmis au titre du réexamen de sûreté des BAC (voir Volet I - Chapitre 2 - section 1). ». Si la conformité du BAC par le biais des bilans relatifs au PBMP génie civil apparaît traitée dans la note référencée D453417003261, la conformité par le bais de bilans relatifs aux éléments transmis au titre du réexamen de sûreté des BAC ne semble pas évoquée. Demande B1 : Je vous demande de me confirmer que la conformité, par le biais de bilans relatifs aux éléments transmis au titre du réexamen de sûreté des BAC, a été établie et de m'indiquer dans quel document les conclusions de cette vérification sont tracées. ## Qualification Des Matériels Aux Conditions Accidentelles Le programme de vérification de la conformité, pour les matériels qualifiés aux conditions accidentelles (MQCA), prévoit entre autres de vérifier le rattachement des modèles industriels (MI) aux matériels (matériels et pièces de rechange). Ce contrôle, réalisé par sondage sur 257 matériels, vous a conduit à identifier 40 MI manquants, soit de l'ordre de 15%. Les actions correctives ont été engagées et les MI manquants ont été renseignés. Demande B2 : je vous demande de vous positionner sur l'intérêt d'étendre le contrôle à d'autres MQCA au vu du résultat du contrôle mené par sondage dont les résultats figurent ci-avant. Le robinet RPE 028VP a fait l'objet d'une vérification de conformité. A cette occasion, il a été identifié que le rayon de courbure de l'alimentation en air de son électrovanne n'était pas conforme aux règles de l'art. Cela ne vous a pas conduit à remettre en cause la qualification du matériel, en l'absence de prescription sur les conditions d'installation et de raccordement de l'alimentation en air pour ce type de robinet. Néanmoins vous avez prévu, au cours de la VD4 de remettre en conformité cette alimentation en air vis-à-vis des règles de l'art. Demande B3 : je vous demande de vous positionner sur l'extension du contrôle de l'alimentation en air des électrovannes aux robinets installés de manière comparable au RPE028VP. ## Spécificité De Conception Des Systèmes De Sauvegarde Pour Les Systèmes Indispensables À La Mitigation Des Incidents Et Accidents Vous avez procédé à un recensement des spécificités de conception des systèmes de sauvegarde du réacteur 3 par rapport aux plans de conception du palier CPY : 35 différences ont été identifiées, 32 étant considérées comme des différences simples et 3 sont caractérisées comme des anomalies sans écart (il s'agit de différences corrigées par une mise à jour des plans ou schémas applicables au réacteur 3). Pendant l'inspection, il a été demandé à vos représentants de présenter les éléments permettant d'apprécier que les écarts constatés ne constituaient que des différences simples pour les écarts suivants : - dimensionnement du seul silencieux sur GCTa ; - impact de la présence d'un diaphragme sur PTR (3PTR002DI) ; - impact de la présence d'un diaphragme sur REA (3REA015DI en amont REA210VB ; - RIS011PO : impact de l'absence de ligne d'équilibrage en aval de RIS 011PO. Demande B4 : Ces éléments n'ayant pu être présentés en inspection, je vous demande de me transmettre, pour les 32 différences considérées comme des différences simples, les éléments de caractérisation qui ont permis de conclure qu'il s'agissait de différences simples ne nécessitant pas de remise en conformité. ## C. Observations Qualification Des Matériels Aux Conditions Accidentelles Le matériel MQCA à contrôler au titre de l'ECOT est défini dans la note programme : D450714020931 « Examen de conformité VD4 900 - Thème Qualification aux conditions accidentelles Programme détaillé – Stratégie - Programme et contrôle » indice 1. Cette note a fait l'objet d'une déclinaison locale pour chaque tranche et pour les communs de tranches D453417027691 indice 1. La note programme, au paragraphe 4.2 définit par famille le nombre de contrôles. Ainsi, sont prévus : - pour les armoires, le contrôle de 10 armoires et l'annexe « 2 Tableaux des contrôles/1. Armoires » définit l'ensemble des repères fonctionnels concernés. Pour le palier CPY, il y en a 9 (systèmes DCA, KPS, KRG, KRT, LHP, LHQ, LHT, LLS, RPN). Le CNPE de Tricastin, dans sa note de déclinaison, a sélectionné 10 armoires pour chaque réacteur. L'examen des armoires retenues met en évidence que l'armoire 0LHT003AR est citée comme une armoire à contrôler pour les 4 réacteurs. Cela conduit à réaliser 4 examens visuels de conformité de la même armoire de chaque réacteur. Cela répondait à la volonté d'avoir pour chaque tranche un tableau de chaque repère fonctionnel et pour LHT, il n'y aurait qu'un seul tableau. Le panel du contrôle par sondage étant limité à 10 armoires par réacteur, il paraît inopportun de contrôler la conformité d'un même tableau 4 fois en 5 ans plutôt que de choisir un autre tableau et d'élargir ainsi opportunément le panel d'armoires contrôlés ; - pour les robinets, le contrôle de 54 robinets. Un examen rapide du programme de contrôle des robinets prévus et mis en œuvre pour les 4 réacteurs de Tricastin met en évidence que le robinet 0EAS029VB a fait l'objet d'une vérification de conformité dans la cadre du programme du réacteur 1 et du réacteur 3 et le robinet 0EAS030VB a fait l'objet d'une vérification de conformité dans le cadre du programme du réacteur 2 et qu'il est prévu à nouveau dans celui du réacteur 4. S'agissant d'un contrôle par sondage, il paraît inopportun de vérifier deux fois la conformité d'un même robinet plutôt que d'en choisir un autre et élargir ainsi le panel des robinets contrôlés. ## 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 :
INSSN-LYO-2022-0491	Lyon, le 11/03/2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-013087 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-2022-0491 du 15/02/2022 Thème : « R.2.1 Maîtrise de la réactivité » 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 [1], une inspection a eu lieu le 15 février 2022 sur la centrale nucléaire du Tricastin sur le thème « R.2.1 Maîtrise de la réactivité ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection des installations du CNPE du Tricastin du 15 février 2022 avait pour objectif de contrôler l'organisation mise en place par EDF dans le domaine de la maîtrise de la réaction nucléaire ainsi que les activités de maintenance ou d'exploitation de certains systèmes nécessaires à cette fonction de sûreté. Les inspecteurs ont vérifié la déclinaison sur le site des prescriptions nationales d'EDF dans ce domaine, notamment celles du guide managérial (GM) n° 496. Ils ont également étudié les différentes revues et bilans des systèmes concernés, rédigés par le site. Les inspecteurs ont ensuite effectué une vérification in situ des condamnations administratives (CA) du circuit primaire principal (CPP) dont l'objectif est de garantir le risque de dilution du bore. Pour ce faire, ils se sont rendus dans les bureaux des consignations, les bâtiments des auxiliaires nucléaires (BAN) et les bâtiments combustible (BK) des réacteurs 1 et 3. Enfin, les inspecteurs ont vérifié par sondage les dernières analyses de 2ème niveau avant divergence des réacteurs ainsi que le remplissage de certaines gammes d'essais des Règles d'Essai Périodiques au Redémarrage (REPR) à puissance nulle et en puissance des réacteurs 1 et 3. Ils ont également vérifié par sondage la mise en œuvre effective de différentes dispositions prises par le site à la suite d'événements significatifs déclarés à l'ASN et à la suite des précédentes inspections sur le même thème. Au vu de cet examen, il apparait que le site a décliné de façon satisfaisante les prescriptions nationales, mais que certaines des dispositions mises en œuvre méritent d'être clarifiées. Les visites de terrain effectuées pour vérifier les consignations n'ont pas montré de situation en écart ; toutes les consignations vérifiées étant bien présentes. La tenue générale des locaux visités était également satisfaisante. ## A. Demandes D'Actions Correctives Formalisation des bilans des compétences au sein des métiers concernés par la maîtrise de la réactivité. Dans le bilan annuel de la fonction « cœur-combustible », les inspecteurs ont relevé une certaine disparité dans la formalisation des besoins en compétence des différents métiers, exprimée dans la partie relative au bilan des compétences. Certains métiers présentent en effet un tableau récapitulant le nombre d'agents compétents dans les différents domaines, tandis que d'autres se contentent d'une explication littérale. D'autre part, aucun des métiers ne quantifie clairement ses besoins. Demande A1 : Je vous demande d'homogénéiser les bilans des compétences des différents métiers en faisant notamment apparaître un récapitulatif entre les besoins du service et les ressources disponibles. Avis des Ingénieur Exploitation cœur Combustible (IECC) sur les besoins en formation des métiers concernés par la maîtrise de la réactivité Le guide managérial n° 496, relatif au processus cœur combustible, demande, entre autre, que l'IECC : « Mette son expertise technique du domaine cœur combustible au service des métiers et de la ligne décisionnelle pour (…) favoriser le développement des compétences au sein des métiers (avec notamment) un avis sur les besoins en formation. Lors de l'étude des différents bilans fournis aux inspecteurs en amont de l'inspection, ainsi qu'au cours des échanges pendant l'inspection, il est apparu que les IECC du site n'émettaient pas d'avis systématique sur les besoins en formation des différents métiers. Demande A2 : Je vous demande de revoir l'organisation du site en ce qui concerne le rôle des IECC, afin que ceux-ci formalisent un avis sur les besoins en formation des différents métiers concernés par la maîtrise de la réactivité. Cet avis pourrait utilement être formalisé au sein du bilan cœur combustible réalisé chaque année, dans la partie 2 (bilan des compétences). Vous me transmettrez les notes d'organisation mises à jour. ## Gestion Prévisionnelle Des Emplois Et Des Compétences (Gpec) Des Iecc Le guide managérial n° 496, relatif au processus cœur combustible, demande, entre autres de : « disposer, sur chaque CNPE, d'une GPEC IECC avec une visibilité à 5 ans ». Si la situation du site sur les compétences des IECC était conforme, au jour de l'inspection, au minimum requis (deux IECC expérimentés pour un site à quatre réacteurs), celle-ci ne repose que sur ces deux agents, sans marge de manœuvre. Il est en outre apparu pendant l'inspection qu'aucune disposition n'était actuellement prise pour prévenir et gérer le départ anticipé d'un des deux IECC dans les cinq ans. Demande A4 : Je vous demande de compléter le volet prévisionnel à cinq ans de votre GPEC avec afin d'anticiper le départ éventuel d'un ou des deux IECC. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Calcul de la « concentration en bore (Cb) critique corrigée conduite » dans les analyses 2ème niveau avant divergence Dans l'étude des documents demandés en amont de l'inspection, des incohérences sont apparues dans le calcul de la Cb critique corrigée des dernières divergences des réacteurs 2, 3 et 4. Dans les échanges qui ont suivis l'inspection, vos représentants ont confirmé ces incohérences, et indiqué qu'il y avait une problématique d'ergonomie du document. Cette problématique d'ergonomie conduit à renseigner un delta entre deux valeurs, permettant de valider les Cb de divergence utilisées, alors que le document demande une valeur absolue. Demande B1 : Je vous demande de revoir l'ergonomie du document d'analyses de second niveau « Bilan des écarts sur le calcul de la CB de divergence » afin d'éviter les erreurs décelées. ## Demande De Documents L'article L171-3 du code de l'environnement stipule que : « Les fonctionnaires et agents chargés des contrôles peuvent se faire communiquer et prendre copie des documents qui sont relatifs à l'objet du contrôle, quel que soit leur support et en quelques mains qu'ils se trouvent, et qui sont nécessaires à l'accomplissement de leur mission. […] Lorsque les documents sont sous une forme informatisée, les fonctionnaires et agents ont accès aux logiciels et à ces données. […]. » Les inspecteurs ont demandé à plusieurs reprises la transmission du dernier compte-rendu de réunion de protocole entre le CNPE et l'UNIE-GECC, que vos représentants n'ont toujours pas transmis. Le jour de l'inspection, les inspecteurs ont également demandé l'intégralité des présentations effectuées par vos représentants, mais les inspecteurs n'ont reçu à ce jour qu'une présentation. Demande B2 : Je vous demande de me transmettre les documents demandés par les inspecteurs. ## C. Observations C.1 Rédaction De La Revue Rpn Les inspecteurs ont noté positivement l'initiative du CNPE de rédiger une revue du système RPN (Mesure de la puissance nucléaire) à la suite des nombreux aléas rencontrés ces dernières années sur ce système. Cette revue a permis d'établir une vision plus complète des problématiques rencontrées et a permis aux autres CNPE du palier de tirer parti de l'expérience du site du Tricastin, en tant que Tranche Tête de Série (TTS) des 4ème visites décennales. ## C.2 Compétence Des Iecc Les inspecteurs notent également positivement le fait que les deux IECC aient la double compétence cœur et combustible. 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-2022-0556	Référence courrier : CODEP-MRS-2022-007698 Madame la directrice de Cyclife France BP 54181 30204 BAGNOLS-SUR-CÈZE Cedex Marseille, le 21 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base TSR- expéditions et réceptions dans les INB N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection noINSSN-MRS-2022-0556 du 08/02/2022 à CENTRACO (INB 160) Références : [1] Accord relatif au transport international des marchandises dangereuses par route (ADR) du 1er janvier 2021 [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Arrêté du 23 octobre 2020 modifié relatif aux mesurages réalisés dans le cadre de l'évaluation des risques et aux vérifications de l'efficacité des moyens de prévention mis en place dans le cadre de la protection des travailleurs contre les risques dus aux rayonnements ionisants [4] Arrêté du 29 mai 2009 relatif aux transports de marchandises dangereuses par voies terrestres (dit « arrêté TMD ») [5] Guide de l'ASN n°17 du 22/12/2014 relatif au contenu des plans de gestion des incidents et accidents de transport de substances radioactives [6] Procédure CTO PRQ 0010 Procédure de contrôle d'entrée et sortie des transports nucléaire du site ## Madame La Directrice, 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 160 a eu lieu le 8 février 2022 sur le thème «expéditions et réceptions dans les INB». 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 160 du 8 février 2022 portait sur le thème « expéditions et réceptions dans les INB » de transports de classe 7 au sens de l'arrêté [4]. Les inspecteurs ont assisté à une expédition de colis 4S vers le centre de stockage des déchets de faible et moyenne activité de l'Aube (INB 149) et à une réception de déchets solides incinérables (DSI) en provenance de l'arsenal de Toulon. Ils ont pu suivre le cheminement des opérations, notamment l'arrivée des chauffeurs, les contrôles de pesée, les opérations de déchargement, les opérations de contrôle radiologique ainsi que le renseignement et l'archivage des déclarations d'expédition de matières radioactives (DEMR). L'examen des documents par sondage a porté sur la gestion des écarts, le déroulement des exercices, les opérations de contrôles réglementaires, le respect des procédures du système de management intégré (SGI) et l'archivage des DEMR. Le respect des engagements pris dans le cadre des réponses aux inspections sur la thématique et des comptes rendus d'événement significatifs liés au transport de substances radioactives a également été inspecté. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que le bilan de l'inspection est assez satisfaisant. Des demandes d'action correctives ont été formulées, d'une part sur les pratiques de réalisation des contrôles d'absence de contamination surfacique à l'arrivé des transports, et d'autre part sur le respect des échéances des contrôles réglementaires des portiques de radioprotection. Il a été demandé à l'exploitant de se positionner sur le caractère significatif de ces deux écarts. Des améliorations sont également attendues concernant le respect de la procédure d'entrée et sortie des transports nucléaires du site, la traçabilité des vérifications sur les scellés et le suivi des actions décidées à la suite du retour d'expérience des exercices. Enfin, des compléments d'information ont été demandés concernant la planification des exercices et la nomination du nouveau conseiller à la sécurité des transports (CST). ## A. Demandes D'Actions Correctives Contrôle De L'Absence De Contamination Surfacique Des Transports De Classe 7 : Action Prioritaire Conformément aux dispositions du point 1.4.2.3.1 de l'accord [1], le destinataire a l'obligation de vérifier que les prescriptions de l'ADR le concernant sont respectées. Conformément aux dispositions du point 4.1.9.1.2 de l'ADR, la contamination non fixée sur les surfaces externes de tout colis doit être maintenue au niveau le plus bas possible et, dans les conditions de transport de routine, ne doit pas dépasser les limites suivantes : a) 4 Bq/cm2 pour les émetteurs bêta et gamma et les émetteurs alpha de faible toxicité ; b) 0,4 Bq/cm2 pour les autres émetteurs alpha. Conformément aux dispositions du point 1.7.3 de l'accord [1], un système de management fondé sur des normes internationales, nationales ou autres qui sont acceptables pour l'autorité compétente doit être établi et appliqué pour toutes les activités relevant de l'ADR pour garantir la conformité avec les dispositions applicables de l'ADR. De manière générale, les DEMR prévoient des contrôles de l'activité surfacique à la réception du transport afin de respecter ces critères. Le programme de protection radiologique (PPR) de l'installation prévoit que le destinataire apporte les résultats de ces mesures dans la DEMR. Lors de la réception d'un transport de classe 7 de DSI en provenance de l'arsenal de Toulon, les inspecteurs ont constaté que le personnel de l'installation en charge des contrôles radiologiques à l'arrivée du transport renseignait dans la DEMR les contrôles d'activité surfacique comme conforme avant d'effectuer ces contrôles. Cette pratique semble généralisée à l'ensemble des arrivées de transport de classe 7. Bien que ces contrôles aient été effectués le jour de l'inspection, aucun document de preuve d'un contrôle permettant de s'assurer du respect d'une exigence réglementaire ne peut être renseigné et signé a priori. A1. Je vous demande de veiller à réaliser les contrôles à la réception des colis de substances radioactives pour satisfaire les dispositions du paragraphe 1.7.3 de l'ADR avant de renseigner et de signer la DEMR. Vous me communiquerez les actions mises en place pour vous assurer du non renouvellement de cet écart. A2. Je vous demande, conformément au 2.6.2 de l'arrêté [2], 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. ## Contrôle Et Essai Périodique Des Portiques « Saphymo » L'installation possède des portiques de type « Saphymo » pour le contrôle radiologique de chargement de véhicule au niveau des voies d'entrée et de sortie du site ainsi que pour le contrôle radiologique des piétons. Ces portiques sont utilisés pour les contrôles radiologiques des transports et pour la détection des traces de contamination de toute personne quittant le site. A l'occasion de la réception du transport de classe 7 de DSI en provenance de l'arsenal de Toulon, les inspecteurs ont pu constater que les derniers contrôles périodiques de l'ensemble de ces portiques dataient de plus d'un an. Le chapitre 11 des règles générales de l'exploitation (RGE) de l'installation précise que ces portiques doivent être contrôlés tous les ans et qu'il n'y a pas de tolérance applicable sur cette échéance. L'arrêté [3] modifié dispose également que le délai entre deux vérifications pour ce type d'appareil de détection ne peut excéder un an. Il a été indiqué aux inspecteurs que les contrôles seraient réalisés semaine 7. Aucune fiche d'événement inhabituel (FEI) n'a été ouverte sur ce dépassement d'échéance et aucune analyse de cet écart n'a pu être présentée en inspection. A3. Je vous demande, conformément au chapitre 11 des RGE de l'installation et à l'article 17 de l'arrêté [3], de veiller à la réalisation de ce contrôle selon la périodicité définie. Vous me transmettrez le procès-verbal de contrôle de ces appareils. Je vous demande également de vérifier la cohérence entre ces délais règlementaires et vos pratiques de contrôles définies dans votre système de gestion intégré (SGI), notamment dans la procédure CTO PRE 0111 sur les contrôles périodiques et maintenances préventives. A4. Je vous demande, conformément au 2.6.2 de l'arrêté [2], 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. ## B. Compléments D'Information Respect de la procédure de contrôle d'entrée et sortie des transports nucléaires du site La procédure [6] de contrôle d'entrée et sortie des transports nucléaires du site impose la vérification par le poste de garde de la présence d'un certain nombre d'éléments du lot de bord prévue à la section 8.1.5 de l'accord [1] pour l'ensemble des transports de classe 7. Sur les deux transports de classe 7 auxquelles ont pu assister les inspecteurs, le lot de bord n'a a priori pas été vérifié par le poste de garde. B1. Je vous demande de mettre en cohérence les vérifications prévues par votre procédure [6] visà-vis des de vos pratiques et de l'accord [1]. ## Vérification De L'État Des Scellés Les inspecteurs ont regardé par sondage des DEMR archivées par l'installation sur des expéditions et des réceptions sur le mois de janvier 2022. Sur l'ensemble des DEMR contrôlées, les inspecteurs ont constaté que la case relative à la vérification de l'état des scellés prévue dans les déclarations n'était pas renseignée. L'exploitant a indiqué qu'une vérification de l'état des scellés était effectuée mais que cette dernière n'était pas tracée dans les DEMR. B2. Je vous demande de tracer le contrôle des scellés réalisé à la réception des transports dans les DEMR. ## Exercice Tmr Le compte rendu du dernier exercice transport du site a été regardé en inspection. Bien que le compte rendu n'appelle pas de remarques, il a été constaté qu'une action décidée à la suite du retour d'expérience de cet exercice n'a pas été réalisée. Cette action avait pour échéance le 15 février 2021 et consistait à la mise à jour de fiches réflexes. B3. Je vous demande de prendre des dispositions afin d'améliorer le suivi des actions prises notamment dans le cadre d'exercice transport. Vous vous positionnerez sur une nouvelle échéance pour la réalisation de cette action. Ce dernier exercice TMR date de 2020. Aucun exercice n'a été réalisé en 2021 et aucun n'est pour le moment programmé en 2022. L'exploitant a indiqué qu'un exercice serait réalisé cette année. Il a été rappelé que l'ASN, dans son guide [5] relatif au contenu des plans de gestion des incidents et accidents de transport de substances radioactives, considère comme une bonne pratique de réaliser un exercice TMR par an. B4. Je vous demande de me communiquer la date de programmation de l'exercice transport de 2022 dès lors que cette dernière aura été fixée. ## Changement De Cst Il a été indiqué lors de l'inspection que le conseiller à la sécurité des transports (CST) de l'installation n'exerçait plus les activités de CST depuis le 3 janvier 2022 à la suite d'un changement d'affectation. L'exploitant a indiqué que le nouveau CST prendrait ses fonctions le 21 février 2022. Le délai de nomination présenté par l'exploitant est compatible avec les dispositions du point 2.4 de l'article 6 du titre II de l'arrêté [4]. B5. Je vous demande de me transmettre la note de nomination du nouveau CST. ## C. Observations Les inspecteurs ont vérifié les lots de bord, formations, habilitations et dosimétrie des transporteurs rencontrés lors de l'inspection. Concernant le transporteur ORANO LMC sur l'arrivée de DSI, le conducteur a indiqué transporter son dosimètre dans sa boite à gant au lieu de le porter sur lui. Ceci nuit clairement à l'évaluation réaliste de la dose intégrée. C1. Vous pourrez utilement vous assurer que cette pratique, qui ne semble pas être isolée, fasse l'objet d'une information au transporteur pour rappel des bonnes pratiques de radioprotection envers les chauffeurs. 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, madame la directrice, l'expression de ma considération distinguée. Le chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Bastien LAURAS
INSSN-OLS-2022-0702	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-011562 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Belleville-sur-Loire BP 11 18240 LERE Orléans, le 3 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville-sur-Loire - INB n° 127 et 128 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0702 du 16 février 2022 « Préparation 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 [3] Procédure PAC 09- Traiter les actions correctives et préventives référencée D5370PCD112 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 16 février 2022 au CNPE de Belleville-sur-Loire sur le thème « préparation 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 la préparation de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n° 1 qui débutera le 12 mars 2022. L'objectif était d'échanger sur les activités programmées pendant l'arrêt et de s'assurer que les activités considérées par l'ASN comme à enjeux étaient bien programmées. Après une présentation des activités de maintenance et des modifications à réaliser sur l'arrêt par le chef de projet arrêt de tranche et divers services du CNPE, les inspecteurs ont effectué des contrôles par sondage sur le dossier de préparation d'arrêt indice 0 ainsi que sur les plans d'action (PA) ouverts et non clos sur le réacteur n° 1 dont une extraction a été transmise quelques jours auparavant à l'ASN. À la suite de l'inspection, l'ASN est en attente d'éléments dont un certain nombre, comme l'analyse du cumul des écarts de conformité, sera transmis avec l'indice 1 du dossier de préparation d'arrêt. A la suite des différents contrôles réalisés par sondage, la préparation et la programmation des activités impactant la sûreté réalisées lors du prochain arrêt du réacteur n° 1 apparaissent à ce stade globalement satisfaisantes. Cette inspection a cependant mis en lumière des améliorations à apporter dans l'analyse et la caractérisation des plans d'action ainsi que dans leur mise à jour. Il est attendu du CNPE qu'il porte une attention particulière sur ces sujets. ## A. Demandes D'Actions Correctives Absence Sur L'Installation D'Un Matériel Identifié Comme Élément Important Pour La Protection L'arrêté [2] précise les définitions d'Elément Important pour la Protection (EIP) et d'exigence définie : « ― élément important pour la protection : 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 ; […] ― exigence définie : exigence assignée à un élément important pour la protection, afin qu'il remplisse avec les caractéristiques attendues la fonction prévue dans la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement, ou à une activité importante pour la protection afin qu'elle réponde à ses objectifs vis-à-vis de cette démonstration ; » Dès lors il apparaît qu'un EIP assure une fonction nécessaire à la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement et que des exigences lui sont assignées afin qu'il remplisse la fonction prévue dans cette démonstration. Le plan d'action (PA) n°00226808 porte sur l'absence du robinet 1 TES 042 VS considéré comme un EIP par l'exploitant. Ce robinet a été découvert absent de l'installation au mois de juin 2021. Dans son PA, l'exploitant précise que « l'origine de la non qualité de maintenance ne peut être définie, nous n'avons trouvé ni DT (déclaration de travaux), ni OT (ordre de travail) sur l'organe, il n'y a pas eu […] de PA équipement qui pourraient identifier une éventuelle modification. Pas de régime non plus trouvé dans l'AICO (logiciel de gestion des consignations). » Pour expliquer la dépose de ce robinet, il émet néanmoins l'hypothèse que « ce robinet se trouve en plein passage au niveau du BAN B, la commande manuelle devait certainement gêner le bon déroulement des opérations logistiques lié aux entrée et sorties de Zone Contrôlé. » Selon vos représentants et l'analyse présentée dans le PA, cette anomalie ne serait pas un écart et n'aurait pas d'impact sur les intérêts protégés car 1 TES 042 VS ne dispose pas d'exigences définies. Celles-ci ne peuvent par conséquent pas être remises en cause. Ce positionnement n'est pas conforme à l'arrêté [2]. Celui-ci requiert en effet qu'un EIP dispose d'exigences définies qui lui sont assignées afin qu'il remplisse la fonction prévue dans la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement. Dès lors un écart est à considérer si les exigences d'un EIP ne sont pas définies. De plus l'absence de l'installation d'un équipement identifié par vos soins comme EIP et donc, par définition important pour la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement est également un écart devant faire l'objet d'un traitement immédiat. Enfin l'analyse présentée dans le PA précise que la dépose de ce robinet EIP ne peut être expliquée car aucune analyse ni aucune traçabilité relative à cette intervention n'a été retrouvée. Il n'est pas acceptable qu'une intervention sur un EIP, et d'autant plus sa dépose définitive, ne fasse l'objet d'aucune analyse ni d'aucun enregistrement. Aujourd'hui soit plus de 8 mois après la découverte de cette anomalie, le robinet n'a pas encore été remis en place et aucune analyse précise des conséquences de l'absence de cet EIP n'a pu être présentée à l'ASN. A toute fin utile, je vous rappelle que si une analyse détaillée des conséquences de cette absence permettait de conclure à l'innocuité de cet écart, la documentation du CNPE devrait alors être mise en concordance avec la situation telle qu'existante. En tout état de cause, il vous revient de vous assurer que la situation rencontrée sur Belleville est acceptable au regard des dispositions matérielles applicables au pallier P'4. Demande A1 : je vous demande de solder cet écart en rendant disponible le robinet 1 TES 042 VS dans les meilleurs délais ou en justifiant, avec l'appui de vos services centraux, de son absence. Demande A2 : si cet équipement doit être présent sur votre CNPE, je vous demande de définir les exigences associées à cet EIP afin qu'il remplisse sa fonction prévue dans la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement. Vous me préciserez quelle est cette fonction. Si vous (et vos services centraux) justifiez de son absence, je vous demande de mettre en adéquation la documentation du site avec la situation matérielle existante. Demande A3 : je vous demande de vous positionner sur la déclaration d'un événement significatif en intégrant dans votre analyse les conséquences réelles et potentielles mais aussi l'absence d'analyse et de traçabilité de cette activité de dépose d'un EIP ainsi que le délai de résorption de l'écart. L'analyse de la liste des EIP du site fait apparaître que plusieurs d'entre eux ne disposent pas d'exigences définies. Demande A4 : je vous demande de vous assurer que chaque EIP dispose d'exigences (quelles soient macroscopique ou pas) qui lui soient assignées afin qu'il remplisse avec les caractéristiques attendues et la fonction prévue dans la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement. ## Impact Potentiel Sur Les Exigences Définies De L'Eip De L'Équipement 1 Eas 033 Vr L'article 2.6.2 de l'arrêté [2] requiert que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer : ― son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas échéant, s'il s'agit d'un événement significatif ; ― s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ; ― si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre. » Le PA 00235076 indique que le câble de contrôle-commande du servomoteur de la vanne 1 EAS 033 VR, qui est un EIP, a un rayon de courbure trop faible. Il précise que le référentiel D5370 MO 20038592 requiert que ce rayon soit au minimum de 200 mm alors qu'il est ici de 50 mm. Selon l'analyse du CNPE cet écart pourrait impacter la tenue au Séisme de Dimensionnement (SDD) de cet EIP qui est une exigence définie. Ce PA a été ouvert la 20 août 2021. L'analyse réalisée par le site n'ayant pas permis de conclure sur l'absence d'impact de l'anomalie sur le respect de cette exigence définie, une analyse approfondie a été demandée aux services centraux d'EDF. Cette analyse était attendue pour le 03 janvier 2022. Le jour de l'inspection, le CNPE n'avait toujours pas reçu le positionnement de ses services centraux. A la date de l'inspection, soit près de 6 mois après l'ouverture du plan d'action, le site de Belleville n'est toujours pas en mesure de se positionner sur le respect de l'exigence définie associée à cet EIP et donc sur la disponibilité de ce matériel en cas de SDD. Un tel délai n'est pas conforme à la notion de « plus brefs délais » requise par l'arrêté [2]. Suite à l'inspection le plan d'action a été recaractérisé en écart de conformité en émergence afin de s'assurer du traitement de l'écart dans les meilleurs délais. Demande A5 : je vous demande de vous positionner dans les plus brefs délais sur le respect des exigences définies associées à l'EIP 1 EAS 033 VR. Demande A6 : je vous demande de vous positionner sur la déclaration d'un événement significatif en intégrant dans votre analyse les conséquences potentielles de la situation rencontrée mais aussi le délai de caractérisation de l'impact de cet écart sur les exigences définies d'un EIP. ## Mise À Jour Et Caractérisation Du Statut Des Plans D'Action L'arrêté [2] requiert que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. » Lorsqu'un EIP fait l'objet d'un constat ou d'un écart, un PA est généralement ouvert pour analyser l'anomalie constatée et définir, si cela est nécessaire, un traitement de celle-ci. La procédure [3] définie les statuts des PA et notamment les statuts « soldé » et « clos » : « Etat SOLDE : Un constat ou écart est dit soldé, lorsque les Actions Curatives nécessaires à la poursuite de l'activité ou à la remise en exploitation de l'équipement sont réalisées, contrôlées et satisfaisantes ou si l'instruction a montré qu'aucune Action Curative n'est nécessaire pour poursuivre l'exploitation ou l'activité. Etat CLOS : Un constat ou écart est dit clos lorsque toutes les Actions Curatives, Correctives et Préventives sont réalisées. Pour les écarts, l'efficacité des mesures correctives et préventives a été évaluée, tracée et approuvée. » Au préalable de l'inspection, chaque métier du CNPE a transmis à l'ASN une extraction listant et décrivant les PA non clos concernant des EIP sur le réacteur n° 1. Suite à l'analyse de ces différents éléments, les inspecteurs ont constaté que les informations relatives au statut ou à la description d'un certain nombre de PA n'étaient pas à jour. Cette description appelée « note de type S » du PA permet d'identifier rapidement l'anomalie, ses enjeux et son état d'avancement. De nombreux PA apparaissent ainsi non clos alors qu'ils le sont dans les faits et le contenu des « notes de type S » associées ne correspondent pas toujours à la réalité. Ce constat a déjà été fait lors de l'inspection relative au bilan des travaux de la visite décennale de la tranche 1 du 8 janvier 2021. Dans le cadre de la surveillance renforcée du site mise en place par l'ASN à partir de 2017 et jusqu'au début de l'année 2020, une extraction des plans d'action était demandée périodiquement au CNPE. Même si aujourd'hui ces transmissions ne sont plus requises par l'ASN, il semble manifestement nécessaire que le CNPE continue à s'assurer que les informations présentes dans ces extractions soient à jour et permettent de connaître en détail l'état actuel de l'installation. Ces difficultés de mises à jour en temps réel peuvent s'expliquer par les ressources affectées à cette activité qui pour certains métiers semblent ne pas être en adéquation avec le volume de PA à suivre. Par exemple le jour de l'inspection 329 PA non clos concernaient le service Mécanique Robinetterie Chaudronnerie (MCR) sur le réacteur n° 1. Le suivi de ces PA est réalisé par une seule personne qui, en plus de ses autres missions, réalise le même travail sur le réacteur n°2 et sur l'ensemble du site. Demande A7 : je vous demande de modifier votre organisation pour vous assurer que les informations associées à vos plans d'action, notamment le statut et la description dans la note de type S, sont à jour. Vous me ferez part des actions correctives mises en place suite à cette demande. # B. Demande De Compléments D'Information Néant ## C. Observations C1 : Le PA 00232293 est codifié sur la tranche 1 alors qu'il porte en réalité sur un équipement de la tranche 2. La correction a été apportée par le site suite à l'inspection. 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 Signé par : Christian RON
INSSN-MRS-2022-0599	Référence courrier : CODEP-MRS-2022-010727 Monsieur le directeur du CEA CADARACHE 13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE Marseille, le 14 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection générale N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection noINSSN-MRS-2022-0599 du 23/02/2022 au LEFCA (INB 123) Références : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [2] Courrier ASN CODEP-MRS-2021-025297 du 11 juin 2021 [3] Arrêté du 11 septembre 2003 portant application du décret n° 96-102 du 2 février 1996 et fixant les prescriptions générales applicables aux sondage, forage, création de puits ou d'ouvrage souterrain soumis à déclaration en application des articles L. 214-1 à L. 214-3 du code de l'environnement et relevant de la rubrique 1.1.1.0 de la nomenclature annexée au décret n° 93-743 du 29 mars 1993 modifié [4] Courrier ASN CODEP-MRS-2021-008269 du 19 février 2021 [5] Courrier CEA DG/CEACAD/CSN DO 2021-316 du 3 mai 2021 [6] Courrier ASN CODEP-MRS-2021-012081 du 16 avril 2021 [7] Courrier CEA DG/CEACAD/CSN DO 2021-428 du 21 juin 2021 ## 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 123 a eu lieu le 23 février 2022 sur le thème « inspection générale ». Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection de l'INB 123 du 23/02/2022 était inopinée et portait sur le thème « inspection générale ». Les inspecteurs ont effectué une visite de l'ensemble des cellules de l'installation. Ils ont contrôlé par sondage l'état des piézomètres de l'installation et notamment la bonne réalisation du plan d'action du centre sur ces équipements. Les éléments de traçabilité des précédentes inspections ont été examinés. L'équipe d'inspection a également examinée la traçabilité des dernières opérations de reconditionnement du nitrate d'uranyle (NU) ainsi que les consignes et modes opératoires spécifiques relatifs à ces opérations. Les inspecteurs ont également consulté par sondage des contrôles et essais périodiques des boîtes à gants utilisées dans la cellule utilisée pour les opérations de reconditionnement du NU. Des fiches d'écarts et d'améliorations (FEA) ont également été consultées par sondage. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les éléments contrôlés sont globalement satisfaisants. Les locaux visités sont propres et bien tenus. Les consignes et modes opératoires consultés sont clairs. Les inspecteurs notent la bonne traçabilité des opérations de reconditionnement du NU contrôlées par sondage. Les CEP contrôlés sont réalisés de manière satisfaisante. Les FEA consultées n'appellent pas de remarques. Les inspecteurs ont cependant constaté un risque important de transfert des eaux de ruissèlements dans un piézomètre récemment réparé. Des axes d'améliorations sont à prendre en compte concernant le suivi d'un engagement pris lors d'une précédente inspection. Les inspecteurs relèvent également un manque de fluidité pour rentrer sur le centre lors d'opérations annoncées ce qui n'est pas acceptable. ## A. Demandes D'Actions Correctives Piézomètres Lors de l'inspection de l'ASN du 1er juin 2021 [2], les inspecteurs avaient constaté l'endommagement des parties aériennes de deux piézomètres situés dans le périmètre de l'INB. Les piézomètres concernés ont été réparés. L'analyse des causes a mis en évidence le besoin de réaliser une zone dédiée au retournement des camions. Les inspecteurs ont noté la bonne réalisation des travaux visant à réparer ces piézomètres et à établir cette zone de retournement. Le piézomètre situé dans la zone de retournement a été protégé sous une plaque ce qui permet d'éviter tout risque de collision avec un véhicule. Cependant, les inspecteurs ont constaté une accumulation d'eau sous la plaque de protection du piézomètre ne permettant pas de garantir son étanchéité et ainsi l'absence de contamination de la nappe. Ceci n'est pas conforme à la norme en vigueur en matière d'étanchéité. A1. Je vous demande, conformément à l'arrêté [3], de prendre des dispositions visant à assurer l'étanchéité de l'entrée du piézomètre afin de prévenir toute possibilité de migration d'une pollution via le piézomètre susmentionné. ## Suivi Des Engagements Pris Auprès De L'Asn Suivant une demande formulée à l'occasion de l'inspection du 8 février 2021 [4], vous vous étiez engagés à mettre à jour avant fin 2021 la notice de vérification et de maintenance foudre de votre installation. Cette mise à jour doit tenir compte des derniers travaux de mise en conformité des systèmes de protection contre la foudre. Les inspecteurs ont constaté que cette notice n'avait pas été mise à jour et que le suivi de cette action apparaissait perfectible. A2. Je vous demande, conformément à votre engagement [5], de mettre à jour la notice de vérification et de maintenance foudre. A3. Je vous demande de m'informer des dispositions retenues afin de garantir le suivi de vos engagements pris auprès de l'ASN. ## B. Compléments D'Information Forage Non Répertorié Lors du contrôle par sondage de l'état des piézomètres de l'installation, les inspecteurs ont constaté qu'un forage non identifié était présent à côté du piézomètre PP05. Cet ouvrage n'était pas référencé dans les bases de données présentées aux inspecteurs recensant les piézomètres et sondages géotechniques du centre. B1. Je vous demande de me préciser la nature de cet ouvrage et, le cas échéant, de prendre les dispositions nécessaires à l'application de l'arrêté [1]. Vous vous assurerez de l'intégration de cet ouvrage dans vos bases de données. ## Mise À Jour Du Plan D'Action Relatif À L'État Des Piézomètres Suivant les demandes formulées à l'occasion de l'inspection de l'ASN du 17 février 2021 [6], vous avez transmis à l'ASN un plan d'action [7] relatif notamment au rebouchage des piézomètres abandonnés et à la mise en conformité des piézomètres du centre. Les inspecteurs ont constaté que les piézomètres du LEFCA dont les rebouchages étaient prévus pour fin 2021 n'étaient toujours pas comblés. L'exploitant a indiqué que les travaux avaient été décalés à mars 2022. B2. Je vous demande de me transmettre une mise à jour du plan d'action susmentionné en justifiant, le cas échéant, les dépassements d'échéances. Vous m'informerez de la réalisation effective de ces travaux. ## Coffre En Cellule 6 Lors de la visite de la cellule 6 de l'installation, les inspecteurs ont constaté la présence d'un coffre historique fermé destiné à être évacué en tant que déchet. L'exploitant a indiqué aux inspecteurs que ce coffre était a priori vide mais sans pouvoir le garantir. L'exploitant n'était pas en capacité d'ouvrir le coffre du fait de la perte des codes requis pour son ouverture. B3. Je vous demande de mener des investigations et de prendre les dispositions adaptées afin de garantir avec certitude l'absence de substances radioactives à l'intérieur de ce coffre. B4. Je vous demande de m'indiquer la filière retenue pour l'évacuation de ce coffre en tant que déchet. ## C. Observations Accès Aux Installations Les inspecteurs se sont annoncés au poste d'accueil du centre aux environs de 8h15 mais n'ont été admis à rentrer sur le centre qu'aux environs de 9h15. Il a été indiqué aux inspecteurs que la mise en place d'une nouvelle procédure à l'accueil avait conduit à ces difficultés. C1. Je vous demande de prendre toute disposition pour vous assurer du respect de l'article L. 171-1 du code de l'environnement en toute situation. Vous me rendrez compte de leur mise en œuvre. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, incluant les observations, dans un délai qui n'excédera pas, deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée. L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN
INSSN-OLS-2022-0728	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-009476 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de CHINON BP 80 37420 AVOINE Orléans, le 18 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n°132 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0728 du 7 février 2022« Mise à l'arrêt du réacteur n°4 dans le cadre de la visite partielle n°32 » 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] Note technique EDF « recommandations concernant la chimie et la radiochimie du fluide primaire lors des mises à l'arrêt - guide d'aide à la décision » référencée D309518013377 [4] Règle de conduite normale - règle particulière de conduite référencée D455031110696 ## 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 7 février 2022 au CNPE de Chinon sur le thème « Mise à l'arrêt du réacteur n°4 dans le cadre de la visite partielle n°32». 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 s'inscrit dans le cadre du suivi par l'ASN de la trente deuxième visite partielle du réacteur n°4. Au cours de cette inspection, les inspecteurs ont contrôlé par sondage le respect de prescriptions et recommandations du référentiel EDF portant sur la mise à l'arrêt à froid (MAF) d'un réacteur, notamment en lien avec les thématiques « chimie » [3] et « conduite normale » [4]. La présence des inspecteurs sur site a concordé avec l'étape de purification du circuit primaire principal qui constitue une des séquences de la mise à l'arrêt du réacteur. Les inspecteurs ont ainsi pu contrôler d'une part des éléments de surveillance du réacteur dans le cadre des opérations en cours et d'autre part des actions recommandées ou prescrites par votre référentiel les jours ou les semaines précédant la mise à l'arrêt du réacteur. Bien que le CNPE n'effectue pas un suivi formel et spécifique des recommandations du guide [3], les inspecteurs ont constaté que toutes celles contrôlées le jour de l'inspection avaient été respectées par le CNPE sauf une recommandation de contrôle des paramètres chimiques du circuit de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA), objet d'une demande de complément dans le présent courrier. Concernant les règles de conduite normale, les inspecteurs ont notamment contrôlé une partie des éléments à surveiller par les opérateurs en salle de commandes durant l'étape de purification. Ils ont constaté que la surveillance du débit du système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) utilisé durant cette séquence pour refroidir les générateurs de vapeurs n'avait pas été réalisée rigoureusement. Bien qu'il n'y ait pas eu d'écarts vis-à-vis des prescriptions de la règle particulière de conduite [4] contrôlées par les inspecteurs, ceux-ci ont constaté l'absence de suivi du débit du système ASG entrant dans les générateurs de vapeurs vis-à-vis d'une des recommandations de la règle [4]. Ce point fait l'objet de demandes correctives explicitées cidessous. ## A. Demandes D'Actions Correctives La note [4] définit notamment ces recommandations en réponses aux risques d'affaissement des enveloppes internes des générateurs de vapeur (GV) et de stratification thermique. Le non suivi avéré de ces recommandations constitue un écart à votre référentiel puisque cela conduit à la non-comptabilisation d'une situation liée à l'enveloppe des faisceaux tubulaires d'un générateur de vapeur qui n'avait pas été pris en compte avant son identification par les inspecteurs. ## Conduite Du Système D'Alimentation De Secours Des Générateurs De Vapeur (Asg) L'article 2.4.1 de l'arrêté [2] précise que « L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toutes les décisions concernant l'installation ». En réponse à ces exigences appliquées au pilotage du réacteur, la règle particulière de conduite (RPC) [4] définit les principes de conduite ainsi que les contraintes à prendre en compte lors de l'arrêt d'une tranche 900 MW du pallier CPY de l'état réacteur en puissance (RP) à l'autorisation de passage sous 4 bar relatifs. La RPC [4] définit deux niveaux d'exigences avec des prescriptions et des recommandations relatives à des séquences données qui constituent les différentes étapes de mise à l'arrêt du réacteur. Le jour de l'inspection, la séquence en cours était la séquence 5 « Refroidissement et oxygénation du primaire - Passage en API ». La RPC [4] présente un certain nombre d'étapes pour amener le réacteur en API et une liste de paramètres ou phénomènes devant faire l'objet d'une surveillance particulière de la part de l'équipe de conduite. Les inspecteurs ont contrôlé certains des points de surveillances présentés dans le logigramme de la RPC. Si certains de ces points n'appellent pas de remarques de ma part, je note que la RPC prescrit la surveillance de certains paramètres du système ASG et recommande de « maintenir le débit ASG conforme aux courbes « premier niveau » de l'annexe 3 » (recommandation R.12.a1) afin de limiter le risque d'endommagement des jupes des générateurs de vapeur. Cette recommandation précise également qu' « En cas de non-respect des courbes de débit ASG de l'annexe 3, une analyse de 2ème niveau devra être menée par le service compétent, à l'aide de courbes spécifiques figurant également en annexe 3. La zone comprise entre les deux courbes est à considérer comme une zone d'incertitude, même si le risque d'endommagement n'y est pas avéré. C'est pourquoi la recommandation vise à se maintenir aussi loin que possible de la limite de la courbe de 2ème niveau de l'annexe 3. » Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur le suivi de ces prescriptions et ont effectué les constats suivants : - le suivi de la courbe du débit ASG en fonction du temps écoulé depuis le « top arrêt à chaud » n'a pas été réalisé en temps réel malgré la recommandation de maintenir le débit ASG conforme aux courbes de premier niveau (R.12.a1) ; - le suivi a posteriori de la courbe de premier niveau n'avait pas été réalisé ; - la situation de non-respect de la courbe de premier niveau sur le générateur de vapeur n°3 n'a pas été détectée avant la demande des inspecteurs et donc aucune analyse de la courbe de second niveau n'avait été réalisée. Une analyse réalisée a posteriori par vos représentants a mis en évidence que le diagramme du passage de l'arrêt à chaud en arrêt intermédiaire du débit ASG n'a pas été respecté en première et deuxième analyse puisque le GV n°3 a fonctionné en « zone 2 » du diagramme durant 118 minutes (au-delà des 30 minutes justifiées par le diagramme), ceci nécessitant une comptabilisation de situation en vue d'une éventuelle évolution de l'état de l'enveloppe des faisceaux mise en évidence lors du prochain contrôle du plan de base de maintenance préventive PBMP AM-443-05. Bien que le maintien du débit ASG au plus proche des courbes de l'annexe 3 de la RPC [4] soit établi sous la forme d'une recommandation, la non-comptabilisation de cette situation constitue bien un écart aux exigences des chapitres VI et VII de l'arrêté [2] relatifs à « la gestion des écarts » et à « l'amélioration continue ». Demande A1 : je vous demande d'assurer le suivi du débit ASG en temps réel lors des mises à l'arrêt de réacteur, selon la recommandation R12.a1, notamment en vue de la comptabilisation de situations pouvant entrainer un risque pour l'intégrité de l'enveloppe des faisceaux des générateurs de vapeur. Vous me présenterez les mesures que vous prendrez et notamment les éventuels aménagements de la consigne de conduite CGE AR1S. Vos représentants, n'ont pas été en mesure de présenter l'organisation mise en œuvre pour la comptabilisation de ces situations ni l'état actuel des situations comptabilisées au titre de l'annexe 3 de la RPC [2]. Demande A2 : je vous demande de mettre en œuvre une organisation vous permettant de comptabiliser ces situations conformément à votre référentiel. Demande A3 : je vous demande de vous assurer, sous 15 jours, que la comptabilisation des situations susmentionnées a bien été réalisée pour les 4 réacteurs du CNPE de Chinon depuis que la consigne est applicable. Le cas échéant vous procéderez à une comptabilisation de situation a posteriori pour ces 4 réacteurs et à l'analyse de déclarabilité d'un évènement significatif. ## B. Demandes De Compléments D'Information Conduite du système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) La recommandation R12.a1 précise également qu' « Une conduite équilibrée sur les trois GV permet d'obtenir des débits convenables (ni trop forts, ni trop faibles). Elle doit être recherchée lorsque la situation de la tranche le permet et lorsque la puissance à évacuer est forte. » L'analyse réalisée par vos représentants montre que les débits du système ASG vers les GV ne sont pas équilibrés et que celui alimentant le GV n°3 était plus important que pour les deux autres GV. Demande B1 : je vous demande de m'indiquer les raisons qui ont entrainé une conduite déséquilibrée des débits du circuit ASG vers les différents générateurs de vapeurs et les conséquences potentielles de cette situation sur les matériels concernés. ## Contrôle Chimique Du Système Rra La recommandation 1R30 de la note technique [3] préconise le contrôle des paramètres chimiques du circuit RRA et définit les paramètres chimiques concernés. Il s'avère que vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter des résultats exhaustifs des contrôles réalisés au regard de la liste des paramètres identifiés dans la note technique [3]. Demande B1 : je vous demande de me transmettre votre justification de cet écart à la recommandation 1R30 de la note [3]. ## C. Observations Suivi global de la visite partielle du réacteur n°4 C1 : Les inspecteurs ont également participé comme observateurs à la réunion d'arrêt de tranche (RAT) au titre du suivi global de la visite partielle du réacteur n°4, sans que cela n'appelle de remarque de l'ASN. Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, sauf mention contraire dans la demande A3, 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-OLS-2022-0769	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-012186 Monsieur le Directeur du Centre Paris-Saclay Commissariat à l'Energie Atomique et aux énergies alternatives Etablissement de Saclay 91191 GIF SUR YVETTE Orléans, le 7 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Site CEA de Saclay - INB n° 40 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0769 du 15 février 2022 « Management de la sûreté - Suivi des engagements » Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Décision n° 2017-DC-0616 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 15 février 2022 au sein de l'INB n° 40 sur le thème « Management de la sûreté - Suivi des engagements ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection en objet concernait le thème « Management de la sûreté - Suivi des engagements ». Les inspecteurs ont débuté l'inspection en prenant connaissance des actualités de l'installation. Ils ont examiné des éléments concernant la politique de protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement établie par le CEA et le Système de Management Intégré (SMI) de l'INB. Ils ont ensuite procédé à une visite de l'installation, en particulier, ils se sont intéressés à la zone intercellule et au niveau de la casemate ISA1 dans le bâtiment réacteur. Enfin, ils ont contrôlé l'organisation générale mise en place pour gérer le retour d'expérience, en s'intéressant plus particulièrement au traitement des écarts et ils ont abordé le sujet du suivi des engagements. Au vu des contrôles réalisés, les inspecteurs notent le travail effectué concernant la mise en place de revues semestrielles de suivi du traitement des écarts, la mise en œuvre d'une formation dédiée à la culture de sûreté et le déploiement du logiciel OCEANS (Outil Centralisé de suivi des EngAgements de Sûreté) de suivi des engagements. Cependant des actions correctives sont nécessaires concernant la vérification de la prise en compte de la politique en matière de protection des intérêts par les intervenants extérieurs, l'évaluation de la mise en œuvre du SMI, la capitalisation du retour d'expérience et la déclinaison au niveau de l'INB de l'instruction « gestion des écarts » rédigée pour le centre. Des compléments sont également attendus concernant le suivi des engagements pris auprès de la CCSIMN, la prise en compte des signaux faibles concernant la gestion des écarts, la formation culture de sûreté opérationnelle et la politique des intérêts 2022-2025. ## A. Demandes D'Actions Correctives Vérification de la prise de connaissance par les intervenants extérieurs de la politique de protection des intérêts L'article 2.3.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que : « L'exploitant s'assure que la politique définie à l'article 2.3.1 est diffusée, connue, comprise et appliquée par l'ensemble des personnels amenés à la mettre en œuvre, y compris ceux des intervenants extérieurs. » Au cours de l'inspection, l'INB n'a pas été en mesure de justifier la réalisation d'actions permettant de s'assurer que les intervenants extérieurs opérant sur l'INB n°40 avaient pris connaissance de la politique des intérêts applicable au CEA. Demande A1 : je vous demande prendre les dispositions nécessaires pour réaliser les actions permettant de vous assurer que la politique de protection des intérêts est connue, comprise et appliquée par les intervenants extérieurs. Vous me transmettrez les justificatifs des actions mises en œuvre. ## Mise En Œuvre D'Un Système De Management Intégré (Smi) L'article 2.4.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que : « L'exploitant met en place une organisation et des ressources adaptées pour définir son système de management intégré, le mettre en œuvre, le maintenir, l'évaluer et en améliorer l'efficacité. Il procède périodiquement à une revue de son système de management intégré dans le but d'en évaluer la performance, d'identifier les améliorations possibles, et de programmer la mise en œuvre des améliorations retenues. » L'article 2.3.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que : « L'exploitant évalue la politique définie à l'article 2.3.1, ainsi que l'efficacité de sa mise en œuvre, lors de tout changement significatif de son organisation et, en tout état de cause, au moins tous les cinq ans. Cette évaluation prend en compte les résultats des revues du système de management mentionnées à l'article 2.4.2. L'exploitant analyse les résultats de cette évaluation et révise si nécessaire sa politique ainsi que sa mise en œuvre. Il tient ces résultats à la disposition de l'Autorité de sûreté nucléaire et des instances représentatives de son personnel. » L'INB a présenté son catalogue méthodique où sont regroupés les documents élaborés par celle-ci mais également quelques autres documents, ce catalogue faisant office de SMI. L'ingénieur qualité vérifie par sondage et à la marge si les documents de ce catalogue sont bien à jour et signale au chef d'INB toute anomalie. Il a été indiqué aux inspecteurs qu'aucune revue périodique n'était dédiée à la gestion de ce catalogue. Demande A2 : je vous demande de mettre en œuvre les revues de votre SMI permettant de répondre aux exigences des articles de l'arrêté INB cités ci-dessus. Vous me transmettrez les justificatifs des actions mises en œuvre et en préciserez le contenu. ## Gestion Des Modifications L'article 1.2.2. de la décision du 30 novembre 2017 [3] dispose que : « La gestion des modifications notables est une activité importante pour la protection (AIP). L'exploitant formalise dans son système de gestion intégrée les exigences définies, les modalités de contrôle technique et de vérification associées, ainsi que les dispositions qu'il met en œuvre pour la réalisation de cette activité, dans le respect de la présente décision. Dans le cadre de cette gestion, l'exploitant considère l'incidence cumulée des modifications notables, et en particulier leurs conséquences en matière de maîtrise de la configuration de l'installation, y compris en ce qui concerne les dimensions humaines et organisationnelles de la maîtrise des risques. » Les inspecteurs ont consulté par sondage les instructions élaborées par votre Direction de la Sécurité et de la Sûreté Nucléaire (DSSN). Il a été indiqué aux inspecteurs que des instructions concernant l'incendie avaient été mises en œuvre à la place de recommandations. Un collaborateur de l'INB n°40 a vérifié, de manière informelle, si cette modification n'allait pas impacter l'INB. Sa réponse est négative mais cela n'a fait l'objet d'aucune vérification ni traçabilité. Demande A3 : je vous demande d'appliquer l'article 1.2.2. de la décision du 30 novembre 2017 susvisée en formalisant l'analyse des modifications faites aux documents rédigés par la DSSN et applicables à votre INB. Vous me transmettrez les justificatifs des actions mises en œuvre. ## Gestion Du Retour D'Expérience L'article 2.4.1 de l'arrêté du 7 février 2012 dispose que : « III. - Le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant : […] - de recueillir et d'exploiter le retour d'expérience ; […] » Le retour d'expérience est formalisé sur l'INB n°40 pour la gestion des écarts. Lors du remplissage des Fiches de demande et décision de modification (FIDDEM), un encart REX est à remplir mais aucune analyse ni capitalisation n'en est faite. Au niveau Centre, les comptes rendus des exercices de crise ne sont pas partagés avec les installations non concernées directement. Demande A4 : je vous demande de ne pas limiter le recueil et l'exploitation du retour d'expérience à la seule thématique de la gestion des écarts. Vous me transmettrez les justificatifs des actions mises en œuvre. ## Déclinaison De L'Instruction Dssn Gestion Des Écarts À L'Inb L'article 2.6.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que : « III. - Le traitement d'un écart constitue une activité importante pour la protection [AIP]. » L'article 2.5.6 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. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. » L'article 2.4.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que : « III. - Le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant : […] - de définir des indicateurs d'efficacité et de performance appropriés au regard des objectifs qu'il vise. » Le Centre CEA Paris-Saclay dispose d'une instruction commune « gestion des écarts » qui « définit les grands principes » de cette AIP. Elle ne précise pas qui fait quoi dans ce cadre à l'échelle des INB et ne précise pas les délais autres que réglementaires et concernant uniquement les évènements significatifs. Cette instruction n'a pas été déclinée localement pour intégrer les spécificités de l'INB n° 40 et notamment définir les indicateurs d'efficacité et de performance appropriés. Demande A5 : je vous demande de décliner l'instruction « gestion des écarts » à votre installation afin d'avoir une approche spécifique de la gestion des écarts et de mettre en œuvre des indicateurs associés. ## B. Demandes De Compléments D'Information Suivi Des Contrôles De Second Niveau (C2N) Un C2N est réalisé tous les ans par le chargé d'affaire de l'INB n°40 au sein de la Cellule de Contrôle de la Sécurité des INB et des Matières Nucléaires (CCSIMN). Ces contrôles font l'objet d'un compte rendu diffusé à l'installation. Les non-conformités relevées font l'objet d'un plan d'actions transmis à la CCSIMN sous un mois, les autres remarques sont vues lors du C2N suivant. L'INB ne réalise pas de plan d'actions pour ces autres remarques. Par exemple, les inspecteurs ont constaté que le point sensible 1 (PS1) qui consiste à « mettre à jour pour T1 2022 la procédure de gestion des modifications NFI010 afin de tenir compte de l'abrogation de la décision ASN n°2014-DC-0420 du 13 février 2014 par la décision n°2017-DC-0616 du 30 novembre 2017 » est signalé depuis le C2N de 2018. Demande B1 : je vous demande de me transmettre le plan d'actions mis en œuvre dans le cadre du suivi des engagements pris auprès de la CCSIMN à la suite des C2N. ## Détection Des Signaux Faibles Concernant Les Écarts SANDY est le logiciel de suivi des écarts du CEA. Une case « presqu'accident » est disponible pour chaque écart incrémenté. Cette case n'est jamais utilisée et les personnes présentes en inspection n'étaient pas d'accord sur la définition donnée à cette notion. L'instruction DSSN « Gestion des écarts » précitée n'aborde pas ce concept. Demande B2 : je vous demande de m'indiquer la définition de la notion de presqu'accident. Vous me transmettrez cette définition ainsi que les modalités de traitement retenues pour les écarts enregistrés dans le logiciel de suivi des écarts comme relevant d'un classement en « presqu'accident ». Les inspecteurs ont regardé par sondage la liste des écarts ouverts sur SANDY pour les années 2021 et 2022 et, malgré la mise en application de la catégorisation des écarts, certains écarts n'ont pas de catégorie associée. Les catégories vont de A à D, du moins significatif, au plus important. Les personnes présentes ont indiqué que cela se justifiait par le fait que ces écarts ne relevaient pas de la sûreté. Cependant, l'instruction DSSN « gestion des écarts » (indice A) de mars 2020 indique que : « Une anomalie (A) est définie comme une déviation d'un procédé, d'un processus, d'une action, d'un paramètre, d'un résultat par rapport à ce qui est implicitement ou explicitement attendu. Il convient de corriger ces anomalies pour retrouver un fonctionnement normal et optimisé1 ou pour éviter une dégradation prévisible dans le temps ou à forte probabilité d'occurrence. 1: Cela concerne par exemple des objectifs de production, des résultats expérimentaux, le respect des normes qualités auxquelles l'installation est certifiée ... » Demande B3 : je vous demande de me transmettre les justificatifs associés à la mise à jour de la catégorisation de vos écarts sur SANDY. Vous me transmettrez les justificatifs associés. ## Formation Culture De Sûreté Opérationnelle La politique de protection des intérêts 2018-2021 a eu pour conséquence la refonte de la formation concernant la culture de sûreté opérationnelle. La formation a été co-construite par l'INB n°40 et la première session réalisée l'année dernière a concerné le personnel de l'INB. Les prestataires extérieurs ne doivent pas faire obligatoirement cette formation mais elle est disponible sur le catalogue INSTN pour ceux qui le veulent. Elle ne fait pas non plus partie des prérequis pour travailler sur une INB. Demande B4 : je vous demande de mener une réflexion sur la possibilité de former les intervenants extérieurs sur la thématique « culture de sûreté opérationnelle ». ## Politique De Protection Des Intérêts 2022-2025 Lors de l'inspection, l'INB a été en mesure de présenter uniquement la politique des intérêts 2018-2021, celle de 2022-2025 n'ayant pas été diffusée par l'administrateur général du CEA. D'une façon générale, il convient d'établir et de transmettre aux INB la politique de protection des intérêts avant le début de la période qu'elle couvre, pour la prise en compte par les personnels. Demande B5 : je vous demande de me transmettre la politique de protection des intérêts rédigée pour la période 2022-2025 une fois transmise aux INB. 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-STR-2022-0824	Référence courrier : CODEP-STR-2022-008211 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom BP n°41 57570 CATTENOM Strasbourg, le 25 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Cattenom - Modifications notables N° dossier : INSSN-STR-2022-0824 Références : [1] Dossier article 26 générique : conception, création, et exploitation d'une installation temporaire d'entreposage des tubes guides de grappe (ITGG). D450713013829 ind. 2 [2] Note technique : Analyse du cadre réglementaire et analyse d'impact documentaire (article 26 du décret n°2007-1557). Installation d'entreposage des tubes de guide de grappes - dossier spécifique du CNPE de Cattenom. D5320/NT/SK/514296 ind. 0 du 06/06/2014 [3] Note technique : Analyse du cadre réglementaire et analyse d'impact documentaire (article 26 du décret n°2007-1557). Rééquipement de l'installation d'entreposage des tubes guides de grappes . D5320/NT/IN/516487 ind. 0 du 28/07/2016 Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a été réalisée le 8 février 2022 au centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom sur le thème des modifications notables de l'installation. Je vous communique ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection du 8 février 2022 avait pour objectif de s'assurer du respect des conditions prévues dans les dossiers de demande d'autorisation et de déclaration transmis au titre des articles R.593-56 et R.593-59 du Code de l'Environnement, ainsi que de la décision n°2017-DC-0616 de l'Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN) relative aux modifications notables des Installations Nucléaires de Base (INB). Les inspecteurs ont plus particulièrement contrôlé la conformité de l'installation d'entreposage temporaire des tubes guides de grappes (ITGG), la bonne intégration matérielle et documentaire de la modification PNPP3797A-B (Installation d'un boremètre RCV sur le réacteur n°3) ainsi que le respect des mesures préalables et compensatoires de modifications ayant fait l'objet de déclarations préalables. À l'issue de l'inspection, les inspecteurs considèrent comme satisfaisante l'organisation mise en place concernant les modifications notables ayant fait l'objet d'autorisation ou de déclaration. Les inspecteurs ont noté la robustesse du système permettant de s'assurer du respect des mesures préalables et compensatoires. Les mesures ayant été contrôlées par les inspecteurs étaient bien respectées. L'intégration matérielle et documentaire de la modification PNPP3797A-B est conforme au dossier d'autorisation. Enfin, concernant l'installation d'entreposage temporaire des tubes guides de grappes (ITGG), l'inspection n'a pas mis en évidence d'éléments susceptibles de porter atteinte à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement. Néanmoins, plusieurs écarts ont été relevés vis-à-vis du dossier d'autorisation de cette installation. ## A. Demandes D'Actions Correctives Conformité De L'Installation D'Entreposage Des Tubes Guides De Grappes L'installation d'entreposage des tubes guides de grappes a fait l'objet de votre part d'un dépôt de dossier de demande de prolongation de la durée d'entreposage, s'appuyant sur les documents en références [1], [2] et [3], pour lequel vous avez obtenu une autorisation de modification notable de l'ASN référencée CODEP-STR-2018-022633 du 18 mai 2018. Les inspecteurs ont comparé les éléments relatifs aux conditions d'exploitation de l'aire d'entreposage décrites dans le dossier avec les éléments mis en œuvre. Ils ont relevé que les éléments ci-dessous, extraits de votre dossier, nécessitent des actions correctives de votre part : ## Sur L'Étanchéité Des Tympans Mobiles : « 4.7.1.6.2. Etape d'étanchéité de la casemate […] L'étanchéité des tympans mobiles est réalisée suivant la même procédure de réalisation d'étanchéité de l'ensemble de la casemate. Cette étanchéité est ré-effectuée après chaque entrée-sortie d'un emballage. » [2] ## « 4.8.5.4. Intégrité Des Tympans Mobiles […] Suite au REX des problématiques d'inétanchéité sur les casemates construites sur le site de Cattenom, il a été décidé de réaliser une étanchéité des tympans mobiles au même titre que l'étanchéité du toit des casemates» [2] ## « 4.10.2 - Rex D'Exploitation De L'Itgg […] En décembre 2015, le service KLD a constaté la présence d'eau à l'intérieur des casemates, caractérisée par des égouttures sur la partie interne des tympans mobiles et ayant formé des flaques par accumulation. Des prélèvements ont été réalisés de manière réactive et l'analyse de l'eau a montré la présence de contamination (activité de 4 ,5 Bq/L en 60Co). Des frottis sur les emballages ont également montré des traces localisées de contamination surfacique (8 Bq/cm2). Sur la base de ces résultats, un plan d'action a été mis en place et partagé entre UTO et le CNPE de Cattenom, orienté autour de deux axes : - Identification de l'origine de la contamination de l'eau dans la casemate n°3, puis traitement, - Identification de l'origine de la présence d'eau dans les casemates, puis traitement. ## […] Afin de traiter les écarts, des modifications ont été apportée dans la mise en œuvre de l'étanchéité (voir paragraphe 4.10.1). Les emballages ont été complètement décontaminés. » [3] Le 8 février 2022, les inspecteurs ont constaté l'affaissement du voilage d'étanchéité des tympans mobiles de la casemate 1, ainsi que la présence de flaques d'eau à l'intérieur de celle-ci. Ce problème était connu de vos représentants et apparaît sur les 3 dernières gammes de contrôle visuel. Vos représentants nous ont indiqué que l'ensemble des casemates présentent des lacunes d'étanchéité. Plus particulièrement encore pour la casemate 1, dont l'affaissement des voilages d'étanchéité date de la dernière opération de transfert de TGG (27 avril 2021). Les inspecteurs notent que cette casemate a été mise en place après le retour d'expérience (REX) de problème d'étanchéité de 2015, et bénéficie donc de la mise en œuvre modifiée de l'étanchéité. Demande n°A.1 : Je vous demande de nous transmettre votre plan d'action de reprise de l'étanchéité des différentes casemates. Demande n°A.2 : Concernant le problème d'étanchéité particulièrement important de la casemate 1 : Au regard du REX de 2015, vous préciserez si les causes de la contamination présente en 2015 peuvent être écartées, et si non, pourquoi aucune vérification de la contamination de l'eau n'a été effectuée ; Étant donnée la disponibilité de la casemate 2, vous nous indiquerez pourquoi vous n'avez pas transféré les emballages dans celle-ci, en attendant la résorption du problème d'étanchéité de la casemate 1. Sur l'interdiction de stockages sur l'aire : « 4.8.2.3 - ACTIVITES INTERDITES Les activités strictement interdites sur l'ITGG sont les suivantes : - […] - entreposage de déchets conventionnels ; - entreposage de conteneurs de matériels et d'outillages ; - […] » [4] Le 8 février 2022, les inspecteurs ont constaté l'entreposage d'une palette de matériel, d'une caisse en bois avec des déchets conventionnels et la présence de deux fûts de 25L de produit dangereux (solvant bituminé) lié à la réfection du voilage d'étanchéité. Selon vos représentants, ce matériel est présent depuis l'affaissement du voilage, lors du dernier mouvement de container dans la casemate 1 (27 avril 2021). Demande n°A.3 : Je vous demande de respecter votre dossier d'autorisation. Vous m'indiquerez également les raisons pour lesquelles les éléments précités n'avaient pas été évacués plus tôt. Sur le contrôle des déchets produits : « 4.8.4.1 - PROPRETE RADIOLOGIQUE […] Déchets produits Du fait de la propreté radiologique de l'ITGG et des dispositions mises en place pour la maintenir, les déchets produits sur celle-ci seront éliminés en tant que déchets conventionnels. Toutefois un contrôle de l'absence de contamination de ces déchets est systématiquement effectué. » [3] Lors d'échanges avec vos représentants, les inspecteurs ont constaté que ceux-ci ne semblaient pas connaître l'obligation de contrôler l'absence de contamination des déchets produits en dehors des phases de transferts, précisant également qu'il n'y a pas de production de déchets hors période de transfert de container. Les inspecteurs ont rappelé que lorsque les voilages d'étanchéité seront remplacés, il s'agira bien de déchets produits « en exploitation » qui devront faire l'objet de contrôles de non-contamination prévus par votre demande d'autorisation. Demande n°A.4 : Vous veillerez à intégrer dans votre organisation l'obligation de contrôler systématiquement l'absence de contamination des déchets produits conformément à votre dossier de demande d'autorisation. ## B. Compléments D'Information Conformité de l'installation d'entreposage des tubes guides de grappes Votre dossier d'autorisation prévoit : « 4.8.4.1 - PROPRETE RADIOLOGIQUE […] Réseau d'évacuation […]Des analyses radiologiques sont réalisées trimestriellement sur le filtre à sable situé dans le regard principal de l'installation permettant ainsi de contrôler a postériori la non-contamination de SEO. » [3] Le 8 février 2022, les inspecteurs ont contrôlé les deux dernières analyses radiologiques du filtre à sable situé dans le regard principal de l'installation. Ces contrôles avaient été faits conformément à la périodicité mentionnée dans votre dossier de demande d'autorisation. Cependant, ces rapports de contrôle présentent des résultats mais ni ces rapports, ni vos représentants n'ont été en mesure de nous indiquer les seuils en deçà desquels ces contrôles sont considérés comme satisfaisants. Demande n°B.1 : Je vous demande de m'indiquer les conditions pour que le contrôle trimestriel du filtre à sable soit considéré comme satisfaisant ainsi que les actions prises dans le cas contraire. 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 parfaite considération. Le chef de la division de Strasbourg Signé par Pierre BOIS
INSSN-BDX-2022-0034	Référence courrier : CODEP-BDX-2022-007683 Monsieur le directeur du CNPE de Civaux BP 64 86320 CIVAUX Bordeaux, le 11 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base. CNPE de Civaux : Contrôles des tuyauteries auxiliaires du Circuit Primaire Principal menés pendant l'arrêt fortuit 2F0121 du réacteur 2 N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection n° INSSN-BDX-2022-0034 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ; [2] Arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs à eau sous pression ; [3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ; [4] Note technique EDF « Programme de base de maintenance préventive - Circuit primaire principal - Tuyauteries auxiliaires des tranches du palier N4 - CPP- PB1400 - AM440- 01 Indice 02 » réf. D455009002665 du 7 octobre 2008 ; [5] CC.P/0101 Rév. 1 - Procédure d'examen par ultrasons manuels des coudes RIS et RRA 12'' et 14'' des paliers REP 900 MWe et 1450 MWe - Recherche de fissures en paroi interne ; [6] CC.P/0101A rév.1 - Procédure d'examen par ultrasons manuels des abords de soudures des lignes RIS 10'' du palier 1300 MWe ; [7] Compléments applicables au procédé END ultrason des lignes RIS/RRA réalisés sur les tranches du palier N4 - D309521046323 du 5 janvier 2021 ; [8] Lettre de suite réf. CODEP-BDX-2022-003251 de l'inspection n° INSSN-BDX-2022-0833 de l'ASN des 17 et 18 janvier 2022 relative à la Corrosion sous contrainte des tuyauteries auxiliaires du Circuit Primaire Principal du réacteur 1 du CNPE de Civaux. ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 2 février 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Civaux sur le thème principal « Contrôles des tuyauteries auxiliaires du Circuit Primaire Principal menés pendant l'arrêt fortuit 2F0121 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 de la visite décennale du circuit primaire principal (CPP) du réacteur 1, EDF a réalisé des contrôles sur des soudures des tuyauteries 1 RCP 054, 055, 056 et 058 TY raccordant le système d'injection de secours (RIS) au circuit primaire (RCP) en application du programme de base de maintenance préventive [4]. Ces contrôles ont été réalisés avec une procédure d'examen non destructif (END) par ultrason qualifiée pour la recherche de défaut engendré par le phénomène de dégradation appelé « fatigue thermique ». Les indications relevées lors de ces contrôles ont conduit, après expertise, à identifier un phénomène de dégradation inattendu dit de « corrosion sous contrainte ». Au regard de ces résultats, EDF a mis en place un programme de contrôle des soudures susceptibles d'être concernées par ce phénomène de corrosion sous contrainte et appartenant au système RIS et au système de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA). Les procédures d'examen non destructif par ultrason [5] et [6] ont été modifiées afin de rendre compatible ce mode de contrôle avec la recherche de défaut dont l'origine est due au phénomène de corrosion sous contrainte [7]. Au titre du retour d'expérience, des contrôles similaires ont également été programmés sur le réacteur 2, actuellement à l'arrêt. Ils ont été confiés à deux sous-traitants spécialisés différents sur les réacteurs 1 et 2, la surveillance de ces activités étant assurée par la direction industrielle d'EDF. Les inspecteurs ont réalisé une visite des installations qui leur a permis d'assister à la mise en œuvre de la procédure modifiée par l'entreprise sous-traitante chargée des contrôles sur le réacteur 2. Les inspecteurs ont également examiné les conditions et modalités de mise en œuvre de ces contrôles par les contrôleurs. Cette inspection a également permis aux inspecteurs d'assister sur le réacteur 1 à une phase différente des contrôles mis en œuvre par l'entreprise sous-traitante chargée des contrôles sur le réacteur 1 qu'ils avaient déjà observée à l'occasion de l'inspection des 17 et 18 janvier dernier [8]. Au vu de cet examen, notamment des documents consultés et des échanges réalisés avec les contrôleurs, les inspecteurs estiment que la maîtrise de la procédure d'END garantissant la détection des indications recherchées est satisfaisante. Cependant, des mesures d'optimisation de l'exposition des intervenants aux rayonnements ionisants sont attendues. Les inspecteurs ont également constaté que les conditions de travail des intervenants dans le bâtiment réacteur (BR) ne sont pas adaptées. Ces constats font l'objet des demandes ci-dessous. ## A. Demandes D'Actions Correctives Optimisation Dosimétrique L'article R. 4451-5 du code du travail dispose que « Conformément aux principes généraux de prévention énoncés à l'article L. 4121-2 du présent code et aux principes généraux de radioprotection des personnes énoncées aux articles L. 1333-2 et L. 1333-3 du code de la santé publique, l'employeur prend des mesures de prévention visant à supprimer ou à réduire au minimum les risques résultant de l'exposition aux rayonnements ionisants, en tenant compte du progrès technique et de la disponibilité de mesures de maîtrise du risque à la source. Lors de l'inspection des 17 et 18 janvier 2022 [8], les inspecteurs avaient noté que pour limiter la dose de rayonnements ionisants reçue par les intervenants au cours de leur activité, le contrôle d'une soudure est interrompu dès la confirmation de la présence d'une première indication, l'objectif du contrôle n'étant pas d'identifier de manière exhaustive des indications présentes dans une soudure mais uniquement de conclure à la présence ou à l'absence d'au moins une indication susceptible de relever du phénomène de corrosion sous contrainte. Les inspecteurs avaient également noté que la présence de chaque indication faisait systématiquement l'objet d'un contrôle technique et d'un contrôle complémentaire des services de la direction industrielle d'EDF afin de confirmer que l'indication identifiée est susceptible de relever du phénomène de corrosion sous contrainte. Lors de la présente inspection, les inspecteurs ont observé la réalisation du contrôle technique mis en œuvre par la société sous-traitante chargée des contrôles sur le réacteur 1. Ce contrôle technique nécessite, a minima la reprise du contrôle initial réalisé par ultrason par un nouveau contrôle par ultrason avec un traducteur de fréquence 2,25 MHz et la caractérisation par un contrôle par ultrason avec un traducteur de fréquence 5 MHz pour les incidences de 45° et 60° en application des documents [5] et [6]. Si l'indication est confirmée avec le traducteur de 5 MHz alors une deuxième confirmation est réalisée à l'aide d'un nouveau contrôle par ultrason avec un traducteur de 10 MHz aux incidences de 45° et 60°. Ces examens s'ajoutent à ceux déjà réalisés par le contrôleur ayant identifié initialement l'indication notable. Ainsi, pour chaque indication notable, entre 5 et 10 examens sont réalisés ce qui représente une exposition importante des intervenants aux rayonnements ionisants. Cependant, aucune action visant à optimiser cette exposition et par conséquence la dosimétrie reçue par les intervenants n'a été présentée aux inspecteurs. Le contrôle réalisé n'ayant pas pour objectif d'identifier l'exhaustivité des indications potentiellement présentes dans une soudure, les inspecteurs s'interrogent sur la justification d'une exposition supplémentaire des travailleurs, ainsi que sur l'absence d'optimisation dosimétrique globale tenant compte des contrôles menés. A.1 : L'ASN vous demande de vous positionner sur l'effiscience du nombre de contrôles par ultrason requis au titre du contrôle technique au regard des exigences de justification et d'optimisation de l'explosition des contrôleurs aux rayonnements ionisants dans le cadre de la recherche des indications susceptibles de relever du phénomène de corrosion sous contrainte. Vous l'informerez des mesures mises en oeuvre. ## Conditions De Mise En Œuvre Des Contrôles L'article R 4223-2 du code du travail dispose que : « Le chef de l'entreprise utilisatrice assure la coordination générale des mesures de prévention qu'il prend et de celles que prennent l'ensemble des chefs des entreprises extérieures intervenant dans son établissement ». De manière générale lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté que les intervenants effectuant les contrôles des soudures ne disposaient pas de plans de travail (chaises et tables pour procéder à l'analyse et compléter leurs documents de chantier) en nombre satisfaisant. Notamment, certains intervenants étaient installés à même le sol du BR afin de compléter les documents relatifs à leurs activités en raison de l'absence d'aménagement adapté des points ALARA1 situés au plus près de leurs interventions. A.2 : L'ASN vous demande de procéder aux aménagements nécessaires de points ALARA, situés à proximité des chantiers, afin que les intervenants puissent compléter les documents relatifs à leurs activités dans des conditions adaptées et ergonomiques. L'article R 4223-2 du code du travail prévoit que « L'éclairage est assuré de manière à : 1° Eviter la fatigue visuelle et les affections de la vue qui en résultent ; 2° Permettre de déceler les risques perceptibles par la vue. » L'article R 4223-4 du code du travail précise que « […] les niveaux d'éclairement mesurés au plan de travail ou, à défaut, au sol, sont au moins égaux […] Locaux de travail, vestiaires, sanitaires : 120 lux, locaux aveugles affectés à un travail permanent : 200 lux […] » Les inspecteurs ont constaté que le niveau d'éclairage mesuré au niveau de la table de travail des intervenants de l'entreprise sous-traitante chargée des contrôles sur le réacteur 2 ne respectait pas les valeurs définies à l'article R 4223-4 du code du travail (inférieur à 15 lux). A.3 : L'ASN vous demande de prendre les mesures nécessaires afin d'assurer un niveau d'éclairage conforme aux valeurs prévues par l'article R 4223-4 du code du travail. Les inspecteurs ont relevé une ambiance sonore importante sur les chantiers de contrôle des soudures dans le BR. Afin de pouvoir s'entendre et communiquer entre eux, les intervenants effectuant les contrôles ne portaient pas de protections auditives. A.4 : L'ASN vous demande de mettre à la disposition des intervenants des moyens de protection et de communication adaptés afin qu'ils puissent communiquer entre eux tout en se protégeant des niveaux sonores élevés. ## Signalisation Des Risques Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté la présence d'une simple rubalise et un affichage « A4 » interdisant l'accès de la porte 2 JSN 051 QP au niveau 22,85 m du BR du réacteur 2 sans indication de la nature du risque présent. A.5 : L'ASN vous demande de mettre en place un affichage conforme à votre référentiel précisant la nature des risques et le motif de l'interdiction d'accès. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Mise En Œuvre Des Contrôles Par Ultrason Lors de leurs échanges avec les inspecteurs, certains contrôleurs ont précisé commencer par le contrôle du côté de la soudure situé en amont dans le sens de circulation du fluide tandis que d'autres ont indiqué commencer systématiquement par le côté de la soudure située sur le tronçon droit de la tuyauterie. Les inspecteurs s'interrogent sur l'incidence de ces pratiques différentes. B.1 : L'ASN vous demande de lui communiquer votre analyse des différentes pratiques constatées par les inspecteurs et de l'informer des actions correctives que vous mettrez en œuvre le cas échéant. Les inspecteurs ont consulté les fiches des non-conformités identifiées par l'entreprise soustraitante lors de la mise en œuvre des contrôles sur le réacteur 2. Les inspecteurs ont constaté que ces fiches référencées TENEO-FNC-2022-001 et 002 n'avaient pas encore fait l'objet d'une validation formelle de la solution proposée. B.2 : L'ASN vous demande de lui communiquer ces fiches de non-conformité lorsqu'elles auront été validées. Lors de l'examen du dossier de suivi d'intervention (DSI) relatif au contrôle de la soudure n°A2 de la tuyauterie 1 RRA 002 TY, les inspecteurs ont constaté que le contrôle technique réalisé n'était pas mentionné. B.3 : L'ASN vous demande de l'informer des raisons de l'absence de cette activité dans le DSI. Les inspecteurs ont constaté que l'environnement de certaines des soudures contrôlées ne permettait pas d'accéder facilement à l'intégralité la circonférence de la soudure. Dans ce cas particulier, le repérage de la soudure lorsqu'elle est située sur la section opposée au repère en « L » rend le contrôle par ultrason plus difficile. B.4 : L'ASN vous demande de lui communiquer votre analyse de la situation et de l'informer des éventuelles mesures que vous mettrez en œuvre afin de faciliter le repérage des soudures d'accès difficile lors des contrôles par END. ## Câblages Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté que le cheminement du câblage du détecteur 2 EAS 021 LN du système d'aspersion de l'enceinte du réacteur (EAS) différait de celui du détecteur 2 EAS 022 LN et qu'une section du câble sur chacun des détecteurs n'était pas protégée par une gaine de protection. B.5 : L'ASN vous demande de vous positionner sur la conformité du câclage des détecteurs 2 EAS 021 et 022 LN et de l'informer des éventuelles remises en conformité que vous réaliserez. ## C. Observations C.1 Rédaction Des Régimes De Travail Radiologiques Les inspecteurs ont examinés les régimes de travail radiologiques (RTR) définissant les conditions dosimétrique dans lesquelles les contrôles des soudures n° M13 de la tuyauterie 2 RIS 104 TY, n° A2 de la tuyauterie 2 RIS 282 TY et n°A32 de la tuyauterie 2 RRA 011 TY étaient prévues. Ils ont relevé des incohérences dans le nombre d'intervenants pris en compte pour l'estimation de la dosimétrie collective lors des interventions. Les RTR ont été corrigés à la suite des remarques faites par les inspecteurs. *** Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, à l'exception des demandes A.1 et B.1 pour lesquelles le délai est fixé à deux semaines, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à 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-2022-0046	Référence courrier : CODEP-BDX-2022-015512 Monsieur le directeur du CNPE de Civaux BP 64 86320 CIVAUX Bordeaux, le 25 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base. CNPE de Civaux : Gestion des déchets et exploitation de l'aire de transit de déchets de très faible activité N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection n° INSSN-BDX-2022-0046 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] Lettre de suite d'inspection n°CODEP-BDX-2020-043340 du 4 septembre 2020 ; [4] Note n°D5057ENVNT73 relative à la gestion des déchets au service LNE. 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 27 janvier 2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Civaux sur le thème de la gestion des déchets. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection L'inspection en objet concernait la gestion des déchets nucléaires et conventionnels par le site, excepté la gestion des combustibles usés. Les contrôles réalisés par sondage ont porté dans un premiers temps en salle sur l'organisation mise en place par le CNPE dans le domaine de la gestion opérationnelle des déchets. Les inspecteurs ont notamment examiné la documentation relative à la gestion de certains types de déchets, le pilotage des activités ainsi que les outils du système de mangement par la qualité (SMQ) pour veiller à l'atteinte du niveau de performance attendu. Les inspecteurs ont dans un second temps vérifié sur le terrain les conditions d'entreposage des déchets nucléaires : - dans certains locaux du bâtiment de traitement des effluents (BTE) pour les déchets sans filière d'élimination définie actuellement ; - au niveau de la « déchetterie » constituée par la zone de tri, transit et regroupement de déchets du palier 22 mètres du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) du réacteur 2 ; - au sein de l'aire de transit de déchets de très faible activité (TFA) située en extérieur. Les inspecteurs se sont également rendus sur l'aire de tri, transit et regroupement de déchets conventionnels pour procéder à des contrôles. Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs considèrent que l'organisation définie et mise en œuvre sur le site dans le domaine de la gestion des déchets est globalement satisfaisante. Cependant, les constats faits par les inspecteurs montrent que la situation reste perfectible, notamment pour ce qui concerne : - la surveillance des prestataires qui est très en deçà des objectifs que l'exploitant s'est fixé en volumétrie ; - l'étanchéité des sols de l'aire de déchets TFA afin de prévenir les risques de pollutions du milieu ; - les conditions d'exploitation de l'aire de tri/transit/regroupement de déchets conventionnels. ## A. Demandes D'Actions Correctives Conditions De Stockage Des Déchets Sur L'Aire De Stockage Des Déchets Tfa L'article 4.3.3 de l'arrêté [2] prévoit que « 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 » Lors de l'inspection, l'inspecteur a relevé que : - les sols n'étaient pas étanches à certains endroits. Le revêtement était altéré ou fissuré ; - certaines mesures de débit de dose ne figuraient pas sur le tableau à l'entrée de l'aire. A.1 : L'ASN vous demande de mettre vos installations en conformité avec votre référentiel. D'une part, vous effectuerez les travaux d'étanchéification des sols de l'aire de déchets TFA, et d'autre part, vous prendrez les mesures nécessaires pour faire figurer toutes les mesures de débit de doses sur le tableau situé à l'entrée ## De L'Aire Tfa. Surveillance Des Prestataires L'article 2.2.2 de l'arrêté [2] prévoit que « l'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer : - qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application de l'article 2.3.2 ; - que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ; - qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1. - Cette surveillance est proportionnée à l'importance, pour la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement, des activités réalisées. Elle est documentée dans les conditions fixées à l'article 2.5.6. Elle est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. » La prise en charge des déchets nucléaires sur un large périmètre d'intervention est confiée à un prestataire extérieur, sur lequel vous exercez une surveillance en application des dispositions de l'arrêté [2]. La consultation des indicateurs de performance par les inspecteurs au titre de l'année 2021 a montré que le programme de surveillance avait été accompli à hauteur de 62% du prévisionnel. En outre, vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier que le dimensionnement de ce programme était en adéquation avec les activités à surveiller et les enjeux associés. Enfin, les inspecteurs ont constaté qu'aucune action de surveillance n'était prévue dans le domaine de la radioprotection. A.2 : L'ASN vous demande de l'informer des causes de la non atteinte de l'objectif de surveillance fixé en 2021 par vos équipes (62%). Vous lui ferez part du retour d'expérience que vous tirez de ce constat, notamment sur le dimensionnement de votre programme de surveillance au regard des enjeux. Vous lui transmettrez votre programme d'actions correctives avec les échéances associées. ## Compétences Techniques Des Agents Edf En Charge De La Gestion Des Déchets L'article 2.1.1 de l'arrêté [2] prévoit notamment que « l'exploitant dispose, en interne ou au travers d'accords avec des tiers, des capacités techniques suffisantes pour assurer la maîtrise des activités mentionnées à l'article 1er. 1.. » Les agents EDF en charge de la gestion des déchets sont présents au sein du service logistique nucléaire et environnement (LNE). Les inspecteurs ont constaté que vos représentants n'étaient pas en mesure de justifier leur compétence technique au regard des fonctions exercées. En effet, aucun cursus d'habilitation ou dispositif équivalent ne formalise les formations à suivre et le compagnonnage à mettre en place selon le profil de l'agent recherché. Le déploiement du logiciel de gestion des déchets « WASTEAPP » vient de débuter alors que la formation a été dispensée aux agents il y a plus de 6 mois. Les inspecteurs s'interrogent sur l'opportunité de prévoir une nouvelle sensibilisation des agents afin de garantir la maitrise de ce nouvel outil informatique. A.3 : L'ASN vous demande de mettre en place un cursus d'habilitation (formation, compagnonnage…) ou tout autre dispositif équivalent définissant les compétences à acquérir par les agents EDF en charge de la gestion des déchets. De plus, l'ASN vous demande de veiller au recyclage des intervenants afin de maintenir leur niveau de compétence dans le temps. ## Diagnostic Et Plan De Gestion À La Suite De La Découverte De Déchets Enfouis A la suite de la découverte fortuite de déchets enfouis au sud du site et dont l'origine probable remonte à la construction du site, l'ASN vous a demandé au point B.6 de la lettre de suite d'inspection [3] de lui communiquer le plan de gestion au regard des résultats des investigations dans l'environnement (sols et éventuellement eaux souterraines). Au regard des échanges en salle, les inspecteurs considèrent que des analyses de sols sont encore à mener pour mieux caractériser et discriminer les zones impactées et non impactées. De ce fait, la production du plan de gestion qui définit les mesures à mettre en œuvre pour assurer la compatibilité des sols avec leur usage n'a pas encore débuté. Depuis l'inspection, les inspecteurs ont noté que vous vous étiez engagés à réaliser les ultimes investigations courant avril prochain. A.4 : L'ASN vous demande de prévoir les moyens nécessaires pour accélérer la caractérisation de la présence des déchets, son impact potentiel sur l'environnement et la définition des mesures de protection ou de traitement éventuel à prendre. Vous lui fournirez les divers diagnotics dès que possible et le plan de gestion une fois rédigé. Vous vous engagerez sur un délai de transmission de plan de gestion qui sera inférieur à 6 mois. ## Conditions D'Exploitation De L'Aire De Tri/Transit/Regroupement De Déchets Conventionnels L'article 1.2 de l'arrêté [2] prévoit que « L'exploitant s'assure que les dispositions retenues pour l'exercice des activités mentionnées à l'article 1er. 1 : ― 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. 593-1 du code de l'environnement aussi faible que possible dans des conditions économiquement acceptables ; » Lors de l'inspection, les inspecteurs ont relevé que : - le local comportant une installation de broyage n'était pas ventilé. La poussière de bois peut ainsi être en suspension dans le local et présenté un risque d'explosion ; - un dispositif de charge de matériel de manutention comportant des batteries est situé à proximité de l'installation de broyage. Ce poste de chargement peut être une source d'ignition pour le nuage de poussière de bois. De plus, le chargement de batteries peut sous certaines conditions être à l'origine de dégagement d'hydrogène. Le risque d'explosion n'est donc pas négligeable en l'absence de ventilation ; - des extincteurs déchiquetés « à coups de hache » sont présents dans la benne de métaux. Ces équipements antérieurement sous pression ne sont ainsi pas neutralisés dans les règles de l'art ; - des bigbags d'amiante sont mal scellés au risque de provoquer un envol de fibre d'amiante. A.5 : L'ASN vous demande de prendre les mesures correctives adéquates au regard des constats des inspecteurs. Vous lui ferez part des mesures prises. ## Conditions De Stockage Des Déchets Nucléaire Sans Filière D'Élimination Dans Le Bte Les déchets nucléaires sans filière d'élimination définie peuvent être stockés dans le BTE. Les inspecteurs ont constaté que : - le fût de déchet n°223 est posé de manière instable ; - un fût était sans couvercle. Ce dernier a été repositionné immédiatement par l'exploitant ; - Les matelas de plomb entourant le fût de déchets n°140 étaient affaissés. Ils n'assuraient donc plus leur fonction de protection vis-à-vis des travailleurs. A.6 : L'ASN vous demande de prendre les mesures correctives nécessaires au regard des constats relatifs aux mauvaises conditions d'entreposage de certains fûts de déchets. Vous lui ferez part également du résultat de vos investigations pour déterminer l'origine de la présence d'un fût dont le couvercle était retiré. ## Documentation Relative Au Système De Management Intégré L'article 2.4.1 de l'arrêté [2] prévoit 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. » La note [4] relative à la gestion des déchets au service LNE n'est pas à jour. Les inspecteurs ont noté que la fréquence des réunions de partage sur les déchets est de l'ordre du mois plutôt que toutes les 3 semaines comme indiqué dans la note [4]. La sémantique employée autour du terme « contrôle technique » ne correspond pas à celle utilisée en matière de sureté nucléaire. Enfin, une note faisant référence aux activités importantes pour la protection (AIP) en lien avec la sureté n'existe plus. Par ailleurs, la note relative à la gestion des déchets d'amiante n'existe pas. Elle est en cours de signature et une version projet a été présentée aux inspecteurs en séance. A.7 : L'ASN vous demande de mettre à jour la note [4] et de procéder à la finalisation et à la validation de la note relative à la gestion des déchets d'amiante. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Exigences Définies Des Deux Vannes D'Isolement De L'Aire De Déchets Tfa Les inspecteurs ont demandé à se faire préciser les exigences définies des deux vannes d'isolement qui permettraient le confinement des effluents liquides accidentellement répandus sur l'aire de stockage de déchets TFA. Elles sont référencées 0SEO995VL et 0SEO998VL. L'exploitant a indiqué que seule l'exigence définie relative à l'étanchéité de ces dernières était requise. Or, la vanne 0SEO998VL est motorisée et sa fermeture est asservie à l'ouverture du portail d'entrée. La vanne 0SEO995VL est quant à elle fermée en permanence sauf pour évacuer les eaux pluviales non polluées sous la surveillance d'un opérateur. Les inspecteurs considèrent donc que les exigences définies doivent prendre en compte ces contraintes. B.1 : L'ASN vous demande de vous prononcer sur la compatibilité du respect des exigences définies concernant les deux vannes 0SEO995VL et 0SEO998VL avec les contraintes d'asservissement à l'ouverture du portail d'entrée de l'une et le maintien en position fermée de l'autre. ## Présence De Déchets Métalliques Dans Les Sacs Triés De La « Déchetterie » Du Ban La déchetterie du BAN accueille une partie des déchets nucléaires générés notamment lors des chantiers. Ceux-ci doivent en théorie être préalablement triés. Interrogés sur le sujet, la responsable de la déchetterie précise qu'il y a souvent des erreurs de tri (3 à 4 fois par mois). Du métal est ainsi retrouvé dans des sacs comportant des déchets qui ont vocation à être compactés. Il est donc nécessaire de le retirer avant compactage. Cela génère de la manutention inutile et accroit le risque de dégradation du matériel et de contamination des travailleurs. B.2 : L'ASN vous demande de l'informer des mesures que vous comptez prendre pour éviter les erreurs de tri au niveau des déchets accueilli au niveau la déchetterie du BAN. ## C. Observations Aucune observation Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à 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 PAR Bertrand FREMAUX
INSSN-CAE-2022-0096	Caen, le 2 mars 2022 Référence courrier : CODEP-CAE-2022-011482 .fr Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Recyclage de La Hague BEAUMONT-HAGUE 50 444 LA HAGUE CEDEX Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Thème : Orano Recyclage, site de La Hague, Démantèlement de l'INB n° 33 Code : Inspection INSSN-CAE-2022-0096 du 31 janvier 2022 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Courrier CODEP-CAE-2019-031993 du 16 juillet 2019 [3] Courrier CODEP-CAE-2020-057071 du 23 novembre 2020 [4] Courrier CODEP-CAE-2021-025180 du 26 mai 2021 [5] Décision n° CODEP-CAE-2021-056207 du Président de l'ASN du 6 décembre 2021 autorisant Orano Recyclage à procéder à l'entreposage des concentrats de rinçage oxalique dans la cuve 2723-40 de l'atelier HAPF au sein de l'INB n° 33 ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu le 31 janvier 2022 au sein de l'établissement Orano Recyclage de La Hague. Elle a porté sur le démantèlement de l'atelier HAPF au sein de l'INB n° 33. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection annoncée du 31 janvier 2022 a concerné l'installation nucléaire de base (INB) n° 33 implantée sur le site de La Hague exploité par Orano Recyclage. Elle a porté sur le projet de démantèlement de l'atelier HAPF1. Les inspecteurs ont examiné l'avancement des opérations. Ils ont porté une attention particulière aux opérations de rinçages préalables au démantèlement. Les inspecteurs ont relevé les avancées dans la mise en œuvre de la stratégie pour les rinçages des équipements de l'atelier HAPF, avec une ambition certaine de réaliser plusieurs opérations en 2022 et en 2023 en mettant à profit l'interruption prévue dans les opérations pour le raccordement des nouvelles unités de concentration des produits de fission (NCPF) des usines en fonctionnement de La Hague. Les inspecteurs relèvent que le planning pour ces opérations de rinçage est très contraint. Au vu du contrôle par sondage effectué, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site de La Hague pour réaliser les premières opérations de rinçages préalables au démantèlement des équipements de l'atelier HAPF, apparaît, à date, satisfaisante. Toutefois, les inspecteurs considèrent qu'Orano Recyclage doit veiller à la traçabilité des analyses relatives à l'état des évaporateurs de la chaîne A et à l'exhaustivité des risques retenus pour établir l'analyse relative à la réparation de la cuve 271-10. ## A Demandes D'Actions Correctives A.1 - Investigations Dans Les Évaporateurs De La Chaîne A Conformément au scénario de démantèlement de l'atelier HAPF, vous avez réalisé des opérations de rinçages des évaporateurs de la chaîne A. Les opérations prévues de rinçages à l'acide oxalique et de rinçages au carbonate de sodium sont terminées. A l'issue de la séquence de rinçages, vous avez procédé à la trépanation des évaporateurs afin de réaliser des investigations visuelles. Les inspecteurs ont relevé favorablement les actions liées à la conception et aux essais de l'outil de trépanation. Le 31 janvier 2022, vos représentants ont présenté les principaux résultats obtenus à l'issue des investigations post-rinçages des évaporateurs de la chaîne A. Ces résultats ont fait l'objet d'une expertise « réactive » de la direction technique de l'établissement de La Hague. Ils mettent en évidence, en particulier, la présence, en fond d'équipement, d'un volume de liquide résiduel - avec un dépôt noirâtre - et de portions de tuyauteries - avec un phénomène de corrosion localisée au niveau de cordons de soudure. Les inspecteurs ont attiré l'attention de vos représentants sur la traçabilité attendue des analyses associées à l'état des évaporateurs. En ce sens, l'expertise de la direction technique de l'établissement devra être validée. Elle devra par ailleurs vous permettre de vous prononcer sur l'éventuelle extrapolation du phénomène a minima aux évaporateurs de la chaîne B (NCP1) dont le fonctionnement est requis encore plusieurs années selon la stratégie pour les rinçages transmise en réponse à mon courrier [2]. Demande A.1 : Je vous demande de veiller à la validation de l'expertise réalisée par la direction technique de l'établissement de La Hague s'agissant de la situation des évaporateurs de la chaîne A de l'atelier HAPF. Cette expertise prendra en compte l'éventuelle extrapolation de la situation observée lors des investigations post-rinçages des équipements, aux évaporateurs de la chaîne B (installation NCP1) dont le fonctionnement est encore nécessaire pour garantir la réalisation du programme des rinçages conformément à votre stratégie. ## A.2 - Réparation De La Cuve 271-10 Avant Reprise Des Rinçages 3 Dans le cadre d'opérations préalables au démantèlement, des investigations ont mis en évidence la présence d'un agglomérat solide sous la cuve 271-10 dans la cellule 907B de l'atelier HAPF d'une part, de points de corrosion et de traces de coulures externes au niveau de la partie basse de la cuve d'autre part. En réponse au point B.2 de la lettre de suites de l'inspection de septembre et octobre 2020 [3], vous avez mis à jour le compte-rendu de l'événement significatif pour la sûreté relatif à la suspicion de fuite de la cuve 271-10, en indiquant que vous ne procèderiez pas, comme cela était prévu à l'issue de l'analyse de l'événement, à la caractérisation de l'agglomérat solide présent dans la cellule concernée. En réponse au point B.3 de la lettre de suites de l'inspection d'avril 2021 [4], vous avez indiqué que sur la base des résultats des analyses des prélèvements de dépôt effectués dans la cuve 271-10, vous aviez défini une stratégie de gestion de la cuve. Vous prévoyiez ainsi une réparation par résinage à compter de mi-2023, pour une reprise des rinçages ensuite. Le 31 janvier 2022, vos représentants ont confirmé la décision de réparation de la cuve 271-10 et précisé l'objectif calendaire associé de fin 2022 à des fins de reprise des opérations de rinçage au début de l'année 2023. Vous envisagez en effet de mettre à profit la période d'interruption dans les opérations prévues pour le raccordement des installations NCPF. Les inspecteurs ont examiné le compte-rendu de la revue de fin de phase de collecte de données de base du 8 juillet 2021 à l'issue de laquelle le lancement des études de scénario pour la réparation de la cuve a été acté. S'agissant des actions prévues à l'issue de cette revue, et plus particulièrement concernant celle relative au dépôt dans le fond de la cellule, vos représentants ont indiqué que vous n'aviez pas statué sur sa reprise et que les études correspondantes seraient portées par le scénario de démantèlement de la cuve au-delà de 2024. Demande A.2 : Je vous demande de prendre en compte, dans la définition du scénario de réparation de la cuve 271-10, les risques associés à la présence du dépôt non caractérisé dans le fond de la cellule. ## A.3 - Transferts D'Effluents Vers La Cuve 2723-40 De L'Unité Spf3 Une des conditions de réussite de l'optimisation du scénario de rinçage des équipements de l'atelier HAPF en préalable à leur démantèlement est la possibilité d'entreposer les effluents produits, en particulier pour compenser les faibles cadences d'incorporation dans les installations de traitement du site. Par la décision du 6 décembre 2021 [5], l'ASN vous a autorisé à entreposer les concentrats de rinçage oxalique dans la cuve 2723-40 de l'unité SPF32. Cette autorisation repose sur l'exigence que vous vous êtes engagé à respecter de vérification préalable du bon fonctionnement des dispositifs de mesure de niveau et de densité des liquides ainsi que du dispositif d'agitation par pulse. Dans la note présentant les hypothèses associées au planning de gouvernance du projet de démantèlement de l'atelier HAPF présenté au COSOD3 de 2021, vous indiquez que la cuve 2723-40 sera mise en exploitation à réception de l'autorisation ASN pour recueillir les concentrats oxaliques de la cuve 2723-20. La cuve 2723-20 pourra alors être utilisée pour entreposer les effluents de rinçages nitriques qui ne pourront pas être transférés vers l'atelier R24 pendant les phases dédiées à la préparation puis aux raccordements des installations NCPF. Le 31 janvier 2022, vos représentants ont indiqué que dans la perspective des transferts de la cuve 2723-20 vers la cuve 2723-40, des essais pour mise en exploitation de la cuve 2723-40 étaient en cours. Les inspecteurs ont relevé que le document d'essais ne mentionnait pas les essais à réaliser sur les dispositifs de niveau et de densité. Ces dispositifs ne font pas l'objet d'essai au titre des règles générales d'exploitation en vigueur pour l'atelier HAPF. Demande A.3 : Je vous demande de compléter le document d'essais pour la mise en exploitation de la cuve 2723-40 de l'unité SPF3. Vous me communiquerez les résultats des essais ainsi que la fiche associée au transfert des concentrats oxaliques de la cuve 2723-20 vers la cuve 2723-40. ## B Compléments D'Information B.1 - Traitement Des Effluents De Rinçages La stratégie pour les rinçages des équipements de l'atelier HAPF transmise au début de l'année 2021 en réponse à mon courrier [2] comporte différents plans d'actions visant à consolider la date de fin des rinçages. Le plan d'action n°5 concerne la production, selon la technologie en pot de fusion, sur les chaînes de vitrification des usines en fonctionnement de La Hague, de colis standard de déchets de type B (CSD-B) intégrant des effluents de rinçages des équipements de l'atelier HAPF. Vous ne disposez pas à date de spécification vous permettant de produire ce type de colis autrement que sur creuset froid. Vous avez ainsi défini un programme d'études et d'essais en laboratoire devant vous conduire, le cas échéant, à réaliser un essai en pot de fusion. Le 31 janvier 2022, vos représentants ont indiqué qu'en complément des essais en laboratoire réalisés par le CEA en septembre 2021, des essais sur la plateforme « PEV » du CEA étaient prévus en juin 2022. Les inspecteurs ont bien noté le point de vigilance sur la disponibilité des ressources du CEA. Demande B.1 : Je vous demande de m'informer de la réalisation des essais sur plateforme PEV et des résultats obtenus. Vous me confirmerez les échéances suivantes du plan d'action n° 5 de la stratégie pour les rinçages. Plus généralement, vous me préciserez les dispositions prises pour garantir la disponibilité des ressources du CEA afin de respecter ces échéances, y compris celle pour les essais sur plateforme. ## B.2 - Traitement Des Effluents De Rinçages Le plan d'action n° 3 de la stratégie pour les rinçages des équipements de l'atelier HAPF concerne la mise en œuvre d'une deuxième liaison entre NCP1 et SPF3 afin de permettre de réaliser à la fois des rinçages et des transferts. Vous avez établi la nécessité de réaliser des investigations dans le caniveau 8953 au niveau duquel sera fait le raccordement d'un éjecteur de la cuve relais 2723-70 sur l'ancienne liaison entre R75 et NCP1, afin de mener des études d'avant-projet sommaire et d'avantprojet détaillé au cours de l'année 2021. Le 31 janvier 2022, vos représentants ont indiqué que des essais de soudage et de décaissement du génie civil étaient en cours de réalisation dans le cadre de l'avant-projet détaillé (APD) dont la fin est prévue en juin 2022. Demande B.2 : Je vous demande de me communiquer les conclusions de la revue de fin d'APD associée au plan d'action n° 3 de la stratégie pour les rinçages des équipements de l'atelier HAPF. Vous me confirmerez les échéances suivantes du plan d'action. ## B.3 - Démantèlement Des Cuves De L'Unité Solvant Le démantèlement de l'unité 2049 de traitement des solvants par entraînement de vapeur constitue un chemin sous-critique du projet de démantèlement de l'atelier HAPF. L'ASN vous avait autorisé, dans le cadre de la nouvelle gestion des distillats des évaporateurs de l'unité 245 de l'atelier HAPF, à utiliser la cuve 50 de l'unité 2049 à la place de la cuve 208-10 de l'atelier HADE, qui devait être démantelée. Le 31 janvier 2022, vos représentants ont indiqué que les opérations d'assainissement de la cuve 204950 ne vous avaient pas permis d'atteindre les critères d'activité pour le déclassement de la cuve et que le scénario finalement retenu consistait à utiliser la cuve 208-10 de l'atelier HADE en considérant le dévoiement du caniveau 8905 qui peut être utilisé, en tant que caniveau de première génération, jusqu'en 2024. Vos représentants ont également indiqué que le démantèlement de la cuve 2049-50 avait été acté lors de la revue de projet interne d'octobre 2021. Le fond de la cuve qui sera démantelée au cours de l'année 2023 sera conditionné en déchets non susceptible de stockage en surface (N3S). Vos représentants ont indiqué que les fonds des autres cuves de l'unité 2049 pourraient également être conditionnés en déchets N3S. Demande B.3 : Je vous demande de me communiquer les échéances majeures, à date, du démantèlement de la cuve 2049-50 de l'atelier HAPF. Vous me préciserez les modalités de découpe des cuves et vous me communiquerez la note de stratégie pour la gestion des déchets associée à l'opération de démantèlement des cuves de l'unité 2049. Vous me confirmerez enfin la poursuite de la gestion des distillats des évaporateurs de l'unité 245 de l'atelier HAPF en utilisant la cuve 208-10 de l'atelier HADE, en me précisant les conséquences sur le scénario de démantèlement de l'atelier HADE et la date de fin associée. ## B.4 - Reprise Des Dépôts Dans Les Cuves De Solvants 6 Le démantèlement de l'unité 243 d'entreposage des solvants n'est pas sur le chemin critique du projet de démantèlement de l'atelier HAPF. Au cours de l'année 2020, vous avez réalisé des investigations complémentaires dans les cuves 24301 et 243-30. Des études sont en cours pour la reprise des dépôts mis en évidence dans ces capacités. Le 31 janvier 2022, vos représentants ont indiqué que des essais de traitement sur NCP1, de la phase aqueuse du dépôt dans la cuve 243-30 étaient prévus au cours de l'année 2022. Demande B.4 : Je vous demande de me préciser les échéances majeures, à date, de la reprise et du conditionnement des dépôts dans les cuves 243-01 et 243-30. Vous me communiquerez les résultats des essais de traitement sur NCP1, de la phase aqueuse du dépôt dans la cuve 243-30. Vous me préciserez les conclusions que vous en tirez pour la poursuite des études de scénario de reprise des dépôts. ## C Observations C.1 - Rinçages À L'Acide Oxalique Des Équipements De L'Unité Spf2 Le 31 janvier 2022, vos représentants ont indiqué que les rinçages à l'acide oxalique des équipements de l'unité SPF26 étaient prévus à mi année 2023. 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 7
INSNP-DEP-2022-1040	Référence courrier : CODEP-DEP-2022-039589 Monsieur le Directeur de Westinghouse Électrique France 86, rue de Paris Bâtiment Séquoia - BP7 F-91401 ORSAY CEDEX FRANCE Dijon, le 5 août 2022 Objet : Contrôle de la conception des ESPN Westinghouse Électrique France (WEF) Inspection INSNP-DEP-2022-1040 du 2 février 2022 Lettre de suite de l'inspection du 2 février 2022 sur le thème du respect du référentiel transitoire No dossier : Inspection noINSNP-DEP-2022-1040 ## Références : [1] Directive 2014/68/UE du 15 mai 2014 relative à l'harmonisation des législations des États membres concernant la mise à disposition sur le marché des ESP [2] Chapitre VII du titre V du livre V du code de l'environnement [3] Arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaire et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection [4] WEF-16-80F-1300-NTD-3797 rév. D du 5 mars 2020 - Référentiel transitoire [5] CODEP-CLG-2020-034033 du 29 juin 2020 - Décision ASN d'acceptation du référentiel transitoire [6] WEF-20-80F-MOM-6879 du 27 avril 2020 - Compte-rendu de la revue de conception de l'analyse de risques de la quadruplette de générateurs de vapeur Q3 ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des équipements sous pression nucléaires prévu à l'article L. 592-22 du code de l'environnement, une inspection de votre établissement a eu lieu le 2 février 2022, par visioconférence, sur le thème du respect des dispositions du référentiel transitoire (RT) en référence [4] accepté par décision de l'ASN en référence [5] pour l'évaluation de la conformité des générateurs de vapeur de remplacement de type 80F des quadruplettes Q1, Q2 et Q3. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, constats et observations qui en résultent. ## Synthèse De L'Inspection Dans le cadre de l'approvisionnement des générateurs de vapeur de rechange (GVR) des réacteurs de 1300 MWe, l'exploitant EDF a commandé au fabricant Westinghouse Électrique France (WEF) trois quadruplettes de générateurs de vapeur, dénommées Q1, Q2 et Q3. L'objectif de cette inspection était de vérifier, pour les thèmes relevant de la conception, si WEF respecte bien les termes du référentiel transitoire (RT) en référence [4] accepté par la décision de l'ASN en référence [5] pour l'évaluation de la conformité. Cette inspection s'est déroulée dans de très bonnes conditions de dialogue technique, le fabricant s'est montré pleinement coopératif et tout à fait pertinent dans ses réponses. Les sujets du RT examinés par les inspecteurs concernent l'ensemble des sujets relatifs à la conception des équipements. Certains d'entre eux n'ont pu les mener à des conclusions, les documents du fabricant étant encore susceptibles d'évolutions suite à une évaluation par l'organisme mandaté Apave encore en cours (inspectabilité, incertitudes et facteurs de sécurité, dimensions nécessaires au respect des exigences), ou les documents n'avaient pas encore été émis par le fabricant (notice d'instructions). Les inspecteurs n'ont toutefois pas relevé de points d'alerte ni formulé d'observations concernant ces sujets. Concernant les autres sujets sur lesquels ils ont pu établir des conclusions, les inspecteurs ont relevé une non-conformité et ont formulé deux observations. ## I. Demandes A Traiter Prioritairement Sans objet. ## Ii. Autres Demandes Classement Des Parties De L'Équipement L'analyse de risques réalisée par le fabricant indique que le classement des parties de l'équipement est fait en appliquant la fiche CLAP X207 et que les éléments de la fourniture non ainsi classés sont appelés « autres éléments de la fourniture » (AEF), ce qui est, sur le principe, satisfaisant. Les inspecteurs ont vérifié que ces principes ont été correctement appliqués. Ils ont constaté que le classement en AEF des tubes de drains d'orifices et de tubulures primaires est non-conforme. L'analyse de risques invoque pour justification de ce classement que la soudure de ces tubes à l'enveloppe sous pression de l'équipement n'a qu'une fonction d'étanchéité et n'est pas dimensionnée pour résister à la pression. La fonction de la soudure est bien l'étanchéité, cependant un assemblage résistant à la pression est bien réalisé à l'enveloppe sous pression de l'équipement par une expansion hydraulique. De plus, ces tubes reprennent les efforts dus à la pression. Il s'agit donc de parties de l'équipement, à classer en « parties sous pression » (PP). Demande II.1 : Corriger le classement des tubes de drains d'orifices et de tubulures primaires de AEF en PP. ## Iii. Constats Ou Observations N'Appelant Pas De Reponse A L'Asn Modifications Effectivement Mises En Œuvre Suite À La Revue De Conception Observation III.1 : Les conclusions du compte-rendu de la revue de conception en référence [6], quant aux modifications qui ont finalement été conçues, évaluées, puis effectivement mises en œuvre sur les quadruplettes de générateurs de vapeur Q1, Q2 et Q3 manquent de clarté. ## Tâches D'Inspection De L'Organisme Apave Mandaté Par L'Asn Concernant Le Respect Des Obligations Complémentaires Portées Par Les Autres Éléments De La Fourniture Observation III.2 : Des tâches d'inspection documentaire ne peuvent suffire pour vérifier, dans le cadre de l'évaluation de la conformité, le respect des obligations complémentaires portées par les autres éléments de la fourniture. Il est nécessaire de réaliser des tâches d'inspection sur le terrain, au cours de la fabrication, d'autant plus que le fabricant, conformément au référentiel transitoire en référence [4], n'a pas prévu d'examen visuel final des autres éléments de la fourniture portant des obligations complémentaires. 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, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne 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 directrice de la DEP SIGNE Corinne SILVESTRI
INSSN-BDX-2022-0050%20	Référence courrier : CODEP-BDX-2022-013048 Monsieur le directeur du CNPE de Civaux BP 64 86320 CIVAUX Bordeaux, le 23 mars 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. CNPE de Civaux : Dispositifs auto-bloquants (DAB). ## N° Dossier : Inspection N° Inssn-Bdx-2022-0050 Du 1Er Février 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 du livre V et L 593-33 ; [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 (PBMP) EDF D455032078696 à l'indice 3 du 3 novembre 2017 ; [6] Arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection ; [7] Note technique EDF programme de base des opérations d'entretien et de surveillance – tuyauteries RCV du Palier N4 PBES 1400 - RCV - 450 - 04 indice 0 indice 0 de décembre 2010 ; [8] Programme EDF des opérations d'entretien et de surveillance (POES) sur les ESPN Annexe V (points 1 à 4) du CNPE de Civaux : complément local aux PBES indice 23 du 29 décembre 2020 ; [9] Doctrine de maintenance des dispositifs auto-bloquants des tuyauteries EDF D455032064002 indice 2 du 29 mars 2016. ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, des ESPN, des appareils à pression implantés dans le périmètre d'une INB en références, une inspection a eu lieu le 1er février 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 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 suivi en service des équipements sous pression nucléaires, du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux et plus particulièrement la conformité des supportages ainsi que la conformité des DAB des tuyauteries. Les inspecteurs ont effectué une visite de terrain visant à vérifier par sondage l'état des DAB des tuyauteries du réacteur 1. Ils ont vérifié l'application de vos programmes de maintenance concernant ces DAB. Au vu de cet examen, les inspecteurs constatent que le CNPE applique globalement le référentiel prescriptif national sur les DAB. Ils notent toutefois qu'une exigence fondamentale portant sur l'absence de coincement de ces équipements ne fait pas l'objet de vérification systématique et vous demandent d'y remédier. Ils s'interrogent enfin sur la bonne application de vos doctrines de maintenance concernant les périodicités de contrôles sur banc des DAB. La visite de terrain n'a pas conduit les inspecteurs à identifier de non-conformité majeure et a montré un bon état général des équipements. ## A. Demandes D'Actions Correctives Complétude De Gammes De Contrôle À Froid Et Vérification Du Déplacement Du Dab À Chaud Et À Froid 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 [2] demande que « l'exploitant identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour » et l'article 2.5.3 de l'arrêté [2] 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 ces gammes ne prévoient pas la vérification, pour les circuits cyclés en température (plusieurs phases de montée et de descente en température), de la présence d'un déplacement significatif (>2mm) entre la mesure des jeux à chaud et à froid, mesure destinée à vérifier que le DAB n'est pas bloqué. Cette exigence est pourtant mentionnée dans le PBMP [6] §3.1.2.2. Ainsi le formalisme des gammes de contrôle ne permet pas de s'assurer que l'ensemble des contrôles demandés par le PBMP [5] est réalisé. Ces exigences permettent cependant de garantir que les DAB, qui sont des équipements importants pour la protection au sens de l'arrêté [3], remplissent bien les exigences définies au sens de l'arrêté [3]. Ainsi les actions de contrôle issues du PBMP [5] doivent être considérées comme des activités importantes pour la protection au sens de l'arrêté [3]. Pourtant, vos représentants ont admis ne pas réaliser de manière systématique le contrôle de la différence entre la mesure des jeux à chaud et à froid prescrit par le PBMP [5]. A.1 : L'ASN vous demande de mettre en place une organisation permettant de garantir la réalisation de l'intégralité des contrôles prévus par le PBMP applicable [5] dont la vérification de la différence entre la mesure des jeux à chaud et à froid des DAB. Vous modifierez les gammes de contrôle associées en conséquence ; A.2 : L'ASN vous demande de lui transmettre un bilan des différences entre résultats de mesures des jeux à chaud et des jeux à froid réalisés en 2020 et 2021 sur les DAB et de lui indiquer si des non-conformités ont été mises en évidence a postériori sur vos réacteurs. Vous lui ferez part le cas échéant des actions correctives, préventives et curatives mises en œuvre pour traiter les écarts correspondants. ## Périodicités Des Contrôles Sur Banc Des Dab L'article 4.2 de votre PBMP [5] dispose, s'agissant des contrôles sur banc, que : « Les contrôles portent sur un échantillon de 3 DAB tous les 5 ans +-1 arrêt. […] Les matériels à contrôler en priorité sont les DAB les plus anciens n'ayant pas fait l'objet d'une remise en état récente. […] ». 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. Ils ont constaté que votre plan de contrôle prévoit de tester des DAB sur banc en 2022 puis de nouveau en 2031, ce qui n'est pas conforme à la périodicité demandée par le PBMP [5]. Vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier aux inspecteurs les raisons pour lesquelles ce plan de contrôle ne respectait pas la périodicité prévue par votre PBMP. A.3 : L'ASN vous demande de respecter les périodicités imposées par le PBMP [5] des contrôles sur banc de DAB. Vous reprendrez la planification des contrôles pour les faire coïncider avec les périodicités imposées par le PBMP [5] et transmettrez à l'ASN le nouvel échéancier. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Compétences et habilitations des agents en charge du contrôle des DAB L'article 2.4.2 de l'arrêté [3] dispose que : « L'exploitant met en place une organisation et des ressources adaptées pour définir son système de management intégré, le mettre en œuvre, le maintenir, l'évaluer et en améliorer l'efficacité. […] ». L'article 2.5.5 de l'arrêté [3] 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. […] ». Les inspecteurs ont vérifié au cours de l'inspection qu'un intervenant d'une entreprise sous-traitante au sens de l'arrêté [3] disposait bien des compétences et qualifications nécessaires. Cet intervenant était en charge d'activités de contrôles à chaud et à froid de DAB sur les arrêts pour maintenance « 1VP17 » et « 2VP17 » en 2020 et en 2021. Les inspecteurs ont constaté que la date de validité de sa carte professionnelle débutait en avril 2021 et ont demandé à obtenir des justifications sur les compétences et habilitations de l'intervenant pour les activités qu'il avait réalisées avant cette date. Ils ont notamment demandé à consulter le cahier individuel de formation (CIF) de l'intervenant. Vos représentants ont présenté aux inspecteurs la feuille de présence de l'agent à une formation sur les supportages réalisée en 2017, ce qui ne permet pas de justifier de ses compétences pour les activités de contrôle des DAB. Il ne leur a pas été présenté non plus de titre d'habilitation particulier pour cette activité (attestation de capacités...) ni d'une habilitation pour les activités réalisées par l'intervenant avant avril 2021. ## B.1 : L'Asn Vous Demande De Lui Justifier Que L'Intervenant De L'Entreprise Sous-Traitante Disposait Bien Des Compétences Et Habilitations Nécessaires Pour Le Contrôle Des Dab En 2020 Et En 2021. Vous Lui Transmettrez Les Documents Correspondants. Programme De Contrôles Des Supports Les articles 2.1 et 2.4 de l'annexe V de l'arrêté [6] demandent que : « L'exploitant définit et met en œuvre pour chaque équipement sous pression nucléaire un programme des opérations d'entretien et de surveillance […] » et « L'exploitant met à jour le programme des opérations d'entretien et de surveillance chaque fois que nécessaire [...] ». Les inspecteurs ont vérifié le programme de contrôle des supports de tuyauteries du système de contrôle volumétrique et chimique (RCV). Ils ont examiné les programmes de base des opérations d'entretien et de surveillance POES [7] et [8] qui mentionnent les contrôles de supportages. Il ressort de cet examen que les POES \|7] et [8] manquent de clarté et peuvent porter à confusion dans la mesure où le document [8] qui correspond aux spécifiés locales du site statue sur le fait que certains contrôles issus du document [7] ne sont pas pertinents étant donné que des supports ne sont pas effectivement présents sur certains ESPN de votre site. Vos représentants ont admis que ce point a déjà été identifié et ne concerne par ailleurs pas que le POES du système RCV. Ainsi le POES [7] doit faire l'objet d'une montée d'indice étant donné le nombre important d'écarts que vous y avez détectés. B.2 : L'ASN vous demande, conformément à l'article 2.4 de l'arrêté [6], de l'informer de la mise à jour de vos ## Poes [7] Et [8]. Les inspecteurs ont constaté par ailleurs que vous n'avez pas effectué de mesure de la course des DAB des tuyauteries du système d'injection de sécurité 1 RIS 281 TY et 1 RIS 282 TY contrairement aux DAB des tuyauteries 1 RIS 283 TY et 1 RIS 284 TY. B.3 : L'ASN vous demande de lui justifier l'absence de mesure de la course des DAB 1 RIS 283 et 284 TY lors ## De Leur Contrôle Sur Banc En 2020. C. Observations C.1 Gamme De Contrôle Du Dab De La Tuyauterie 2 Rcv 002 Ty C.1 Les inspecteurs ont examiné la gamme de contrôle à chaud du DAB référencé « DAB Stand 473SDB type Dahi1A » de la tuyauterie de contrôle volumétrique et chimique 2 RCV 002 TY. Ils ont constaté que la référence du local dans lequel se situe le DAB est incohérente entre la figure n°1 « relevés de la côte Z à chaud » sur laquelle il s'agit du local R703 et la page 28/38 sur laquelle il s'agit du local RD 0604. Cette incohérence peut induire les intervenants en erreur. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint au chef de la division de Bordeaux SIGNE PAR Bertrand FREMAUX
INSSN-CHA-2022-0251%20et%200252	Référence courrier : CODEP-CHA-2022-020883 Châlons-en-Champagne, le 26 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 de Chooz INSSN-CHA-2022-0251 et INSSN-CHA-2022-0252 des 31 janvier, 11 février, 2, 8 et 10 mars 2022 Thème : Inspection de chantiers et conformité des activités Référence : [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 [3] Courrier D4548-LE/SQA-LIE1 22/0003 du 25 février 2022 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, des inspections ont eu lieu les 31 janvier, 11 février, 2, 8 et 10 mars 2022 au CNPE de Chooz sur les thèmes « inspection de chantiers » et « conformité des activités». Je vous communique ci-dessous la synthèse de ces inspections ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à ces occasions, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection Les inspections des 31 janvier, 11 février, 2, 8 et 10 mars 2022 avaient pour objectif de contrôler les dispositions prises par l'exploitant pour la réalisation des activités de maintenance qui se sont déroulées au cours du 19ème arrêt pour visite partielle du réacteur 1 (1VP19). A cet effet, les inspecteurs ont examiné le traitement de plusieurs activités sensibles comme la résorption d'écarts de conformité (EC), et notamment concernant : - l'EC 484 relatif aux défauts de freinage de la visserie des pompes des systèmes « RIS » et « EAS », - l'EC 579 relatif aux défauts de montage des câbles d'alimentation 6,6 kV lors de modifications réalisées sur les transformateurs 6,6 kV/380 V des tableaux électriques secourus, - le contrôle de l'altimétrie et de l'usure des manchettes thermiques des mécanismes de commande de grappes du couvercle de cuve, - le contrôle par examen télévisuel de la corrosion de l'alliage « M5 » des assemblages de combustible, - l'EC 569 relatif aux défauts de serrage des liaisons affectant les borniers à vis des systèmes « CO3 », « CS3 » et « SCAP », - la vérification du serrage des goujons de volute des groupes motopompes primaires du circuit primaire. Par ailleurs, plusieurs activités de maintenance ont fait l'objet d'un contrôle par sondage, notamment concernant la maintenance des sources internes de puissance, certaines activités de robinetterie et de contrôles non destructifs. Dans l'ensemble, l'ASN considère que les chantiers inspectés font l'objet d'une gestion satisfaisante de la part de l'exploitant. Néanmoins, des insuffisances ont été relevées concernant la documentation nécessaire à la réalisation de la maintenance sur certains chantiers. Une question subsiste également sur la pérennité de la qualification d'un équipement important pour la sûreté. ## A. Demandes D'Actions Correctives TRACES DE BORE SUR LES TROUS D'HOMME DES ACCUMULATEURS DU SYSTEME D'INJECTION DE SECURITE L'article 2.6.3.I de l'arrêté [1] prévoit que « l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : - déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; - définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; - mettre en œuvre les actions ainsi définies ; - évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. » En réponse à la demande B1 de l'inspection du 15 décembre 2021, vous avez indiqué par courrier [3] que « les contrôles réalisés en début d'arrêt sur les accumulateurs 1RIS 301 à 304BA ont mis en évidence de nouvelles traces d'acide borique sur les tampons des trous d'homme. Ces derniers seront déposés et nettoyés dans le cadre de la requalification périodique des accumulateurs. De nouvelles actions seront également mises en œuvre pour améliorer l'étanchéité de ces assemblages (étude par calcul - définition du couple de serrage optimal en comparaison avec celui utilisé historiquement, procédure de serrage mise à jour, augmentation de la précision des outillages, remplacement des goujons pigés, ...). » Vous avez également précisé que « l'ensemble de ces éléments sera précisé dans le PA [plan d'action] 205595, en cours de mise à jour. » La demande précitée constituait 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]. A ce jour, l'ASN est toujours dans l'attente de la transmission du PA 205595. Demande A1. Je vous demande de me transmettre dans les meilleurs délais le PA 205595, relatif au traitement des constats effectués sur les trous d'homme des accumulateurs 1RIS 301 à 304 BA. ## B. Compléments D'Information DOCUMENTATION LIEE A LA REALISATION DES CHANTIERS L'article 2.5.1 II de l'arrêté [1] prévoit que « les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celle-ci est nécessaire. » L'article 2.5.6 de l'arrêté [1] prévoit que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. » Lors des inspections, il a été constaté, sur certains chantiers, le caractère incohérent voire incomplet de la documentation présente et nécessaire à la réalisation de la maintenance. Ainsi, pour le chantier de vérification de l'étanchéité de la traversée de l'enceinte du bâtiment réacteur « 1RIS097TW », réalisé par un prestataire de maintenance, il a été constaté qu'une gamme de maintenance n'était pas à la disposition des intervenants. Par courriel du 18 février 2022, vous avez précisé que cette gamme générique aurait dû être à la disposition des intervenants dans la servante utilisée pour vérifier l'étanchéité des traversées de l'enceinte. Une action corrective a été immédiatement mise en œuvre à cet égard, consistant à mettre à disposition des intervenants cette procédure dans la servante. Vous avez également indiqué que des actions différées seraient mises en place, notamment en lien avec la mise en œuvre de nouvelles procédures spécifiques à chaque traversée. Concernant la maintenance du groupe motopompe primaire (1GMPP51PO), les intervenants prestataires qui en avaient la charge ne disposaient pas d'un dossier complet pour réaliser l'intervention spécifique de contrôle du serrage des goujons de volute. Selon eux, s'agissant d'une intervention dite en « cas 2 » en application de la note NT85/114 relative aux « prescriptions particulières à l'assurance qualité applicables aux relations entre EDF et ses fournisseurs de service », elle devait se dérouler à l'aide des procédures de maintenance du CNPE. Pour autant, les intervenants ne disposaient que de la trame du rapport d'expertise, permettant de tracer le résultat des mesures. Ainsi, les documents de maintenance tels que l'ordre de travail, le document de suivi de l'intervention (DSI), l'analyse de risques ou la gamme de maintenance n'étaient pas à disposition des intervenants. Par courriel du 18 février 2022, vous avez indiqué que le DSI en « cas 1 » (c'est-à-dire selon les procédures du fournisseur de service) de l'entreprise prêtait à confusion puisqu'il « renvoie aux procédures cas 2 pour l'intervention de contrôle de serrage des goujons de volute » alors qu'« en pratique, les intervenants avaient bien en leur possession les procédures et rapports d'expertise EDF pour réaliser l'intervention » et que « les autres éléments du DRT [dossier de réalisation de travaux] (ADR, …) sont déjà portés par le dossier cas 1 ». Vous avez indiqué prendre en compte ce retour d'expérience pour les prochaines interventions. Enfin, concernant le chantier de révision d'une vanne de purge d'un générateur de vapeur (1APG017VL), réalisé par un prestataire à l'aide des documents de maintenance du CNPE (cas 2), le dossier de suivi d'intervention mentionnait la réalisation d'un contrôle sur le « BOA » qualifié pour résister aux conditions accidentelles (qualification « K1 »). Or, il a été constaté que l'opérateur avait eu comme consigne orale de ne pas faire ce contrôle, dans la mesure où ce « BOA » n'était pas qualifié « K1 ». Il en a résulté une incohérence de consignes pour l'opérateur concernant le déroulement du dossier de suivi d'intervention et la réalisation du chantier. Par courriel du 18 février 2022, vous avez confirmé que la vérification du « BOA » n'était pas justifiée et qu'une confusion lors de la préparation du dossier était à l'origine de cette prescription. Demande B1. Vous m'informerez de toutes les mesures que vous serez amenée à prendre pour intégrer le retour d'expérience issu de ces constats, notamment au stade de la préparation des activités de maintenance. PERENNITE DE LA QUALIFICATION DES EQUIPEMENTS L'article 2.5.1.II de l'arrêté [1] prévoit que « les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celle-ci est nécessaire. » Lors de l'inspection du 11 mars 2022, les inspecteurs se sont interrogés concernant le cheminement de la commande à billes de l'électroaimant des soupapes « SEBIM » du pressuriseur. Ces soupapes assurent la protection du circuit primaire principal contre les surpressions ; elles doivent pouvoir être manœuvrées dans toutes les conditions, y compris en situation accidentelle, notamment à l'aide des électroaimants dont elles sont équipées. Ces équipements sont ainsi qualifiés « K1 ». Le programme de maintenance préventive des soupapes « SEBIM » du pressuriseur, référencé D455017010857 indice 0, prévoit un contrôle visuel de l'électroaimant et de sa commande à billes et précise que cette dernière « doit cheminer librement sans être vrillée, tendue ou perturbée pas des contacts métalliques avec arêtes vives ou tranchantes ». Il s'avère que sur les armoires référencées 1RCP253AR, 1RCP241AR, 1RCP251AR et 1RCP252AR, permettant de commander les soupapes référencées 1RCP253VP, 1RCP241VP, 1RCP251VP et 1RCP252VP, le cheminement des commandes à billes est contraint, parfois fortement, par des éléments de supportage. Ces supportages ont été équipés de mousse en 2020, au cours de la visite décennale du réacteur, afin d'éviter un contact entre la commande à billes et une arête vive. Pour l'armoire « 1RCP253AR » par exemple, cette action est tracée par le plan d'action (PA) 111455. Or, la mise en place de cette mousse a eu pour effet de contraindre fortement la commande à billes, notamment pour l'armoire « 1RCP253AR », au point d'empêcher totalement son « libre cheminement » tel que mentionné dans le programme de maintenance. Par courriel du 25 avril 2022, vous avez indiqué que suite à ces constats, la mousse avait été retirée au cours de cet arrêt et remplacée par des tôles en inox, permettant à la fois d'obtenir un libre cheminement de la commande à billes et d'éviter un contact avec une arête vive. Demande B2. Je vous demande de m'informer de l'impact de cette situation, au cours du cycle précédent, sur la qualification des équipements concernés. Le cas échéant, vous prendrez les dispositions nécessaires en application de l'arrêté [1] concernant la déclaration d'un éventuel évènement significatif. Demande B3. Je vous demande de vous positionner quant au classement de cette situation au titre du guide 21 de l'ASN. ## C. Observations Pas d'observation. 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, Madame la directrice, l'assurance de ma considération distinguée. Le Chef de Division, Mathieu RIQUART signé par
INSSN-CAE-2022-0167	Référence courrier : CODEP-CAE-2022-009920 Caen, le 22 février 2022 Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50 340 LES PIEUX Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Flamanville, INB n° 108 et 109 Inspection n° INSSN-CAE-2022-0167 du 3 février 2022 Thème : Exploitation du centre de crise local Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu le 3 février 2022 au CNPE de Flamanville sur le thème de l'exploitation du centre de crise local (CCL). J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes qui en résultent. ## Synthese De L'Inspection Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place pour l'exploitation du CCL, au travers de la consultation des notes d'organisation correspondantes, d'échanges en salle suite à une présentation par l'exploitant de Flamanville 1 et 2, ainsi que de la vérification de certains points sur le terrain au CCL, en salle de commande de Flamanville 1 et au poste d'accueil principal (PAP). Ils ont également examiné le bilan du transfert du CCL à l'exploitant de Flamanville qui a eu lieu en octobre 2020, au travers d'échanges en salle sur la base de la note de bilan gestionnaire de la mise en exploitation du CCL. Ils ont contrôlé certains aspects du suivi en exploitation du CCL et des moyens de protection individuels (MPI) stockés au CCL. Enfin, ils ont examiné la mise en œuvre de certaines actions engagées par l'exploitant suites aux événements significatifs pour la sûreté (ESS) déclarés à l'ASN le 25 mai 2021 « Défaut d'organisation conduisant à la perte des alimentations électriques du CCL » et le 1er décembre 2021 « Perte de la ventilation du CCL pendant 5 jours ». Cette inspection a également été l'occasion d'examiner la mise en œuvre des actions annoncées dans la réponse de l'exploitant du 24 décembre 2021 au rapport contradictoire de l'ASN, qui fait suite à une inspection réactive diligentée le 2 décembre 2021 après la communication de l'ESS « Perte de la ventilation du CCL pendant 5 jours ». Ce rapport contradictoire transmis le 13 décembre 2021 faisait état d'un manquement à la 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. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation de l'exploitant de Flamanville 1 et 2 pour l'exploitation du CCL s'est améliorée, mais demeure perfectible sur certains points. En effet, les responsabilités des différentes entités du CNPE de Flamanville 1 et 2 intervenant dans l'exploitation du CCL ont été clarifiées et la fréquence des rondes d'observation du CCL a été augmentée, puisqu'elle est quotidienne depuis décembre dernier. Les personnes présentes, en salle de commande de Flamanville 1 et au poste d'accès principal, lors de la visite des inspecteurs, connaissaient le CCL et la conduite à tenir en cas d'apparition de l'alarme 0 KCJ 200 AA (alarme regroupant l'ensemble des alarmes présentes au CCL en un seul point situé dans le poste d'accueil principal). Toutefois cette alarme regroupée n'est actuellement pas à réapparition : une fois activée par un premier défaut, les défauts suivants ne sont pas signalés. Cette conception n'a pas permis de détecter immédiatement le défaut à l'origine de la perte de la ventilation du CCL déclaré en décembre 2021. La détection de défauts au CCL repose donc toujours uniquement sur la bonne surveillance effectuée par les agents de terrain lors de leur ronde d'observation quotidienne, ainsi que sur la rigueur du suivi en exploitation du CCL. Vous trouverez ci-après les demandes et observations issues de cette inspection du 3 février 2022. L'ASN ayant placé le CNPE de Flamanville 1 et 2 en surveillance renforcée depuis le 11 septembre 2019, nous vous demandons d'inscrire toutes les actions que vous jugerez nécessaires en réponse à cette lettre de suites en cohérence avec le plan de management de la sûreté que vous vous êtes engagé à mettre en œuvre depuis 2019. ## A Demandes D'Actions Correctives Organisation Mise En Place Pour L'Exploitation Du Ccl Les inspecteurs ont vérifié que la convention CCL et le dossier de prise de décision « organisation autour du CCL » ont été mis en cohérence avec la note d'exploitation du CCL. Le but étant de s'assurer que le CCL est géré par la salle de commande de Flamanville 1 notamment pour le diagnostic en cas d'apparition de l'alarme regroupée 0 KCJ 200 AA au PAP, la gestion en cas d'indisponibilité de matériels du CCL, et la réalisation des rondes au CCL et des essais de bon fonctionnement du CCL. Les inspecteurs ont également vérifié que le document support des rondes d'observation a été mis à jour pour y intégrer les contrôles liés à la ronde quotidienne au sein du CCL (fréquence mentionnée : « nuit »). Vos représentants ont présenté l'outil de relevés informatiques de différents paramètres d'intérêt du CCL mis à disposition des agents de terrain pour leur ronde d'observation quotidienne qui est l'une des mesures prise suite de l'ESS du déclaré le 1er décembre 2021. Les inspecteurs ont constaté que l'outil ne précise pas de manière exhaustive l'ensemble des contrôles à réaliser et que, de fait, la ronde d'observation quotidienne du CCL repose beaucoup sur le professionnalisme des agents de terrain. Par ailleurs, des formations destinées à améliorer la connaissance du CCL ont été engagées suite aux évènements significatifs pour la sûreté de mai et novembre 2021. Vos représentants ont annoncé que l'ensemble des équipes de conduite aura reçu cette formation avant le 30 novembre 2022. Aussi, lors de la visite des locaux du CCL, les inspecteurs ont ressenti une température élevée au sein du local électrique 0SL0910. Vos services ont ensuite confirmé avoir relevé une température de 38°C dans ce local et l'avoir ramenée à la température requise de 27°C après une intervention du service de conduite. Demande A1 : Je vous demande d'intégrer dans l'outil de relevé informatique des rondes d'observation quotidiennes du CCL, l'ensemble des paramètres d'intérêt préalablement identifié au regard des enjeux de sûreté et du retour d'expérience. Cet outil devra par ailleurs formaliser la réalisation du contrôle réalisé par l'agent. Concernant la conception de l'alarme 0 KCJ 200 AA regroupant l'ensemble des alarmes présentes au CCL en un seul point situé dans le PAP, vos représentants ont précisé qu'une étude avait été initiée afin de mettre en œuvre une logique à réapparition de cette alarme suite à l'ESS déclaré le 1er décembre 2021. En attendant la finalisation de cette étude et le déploiement d'une modification matérielle, vous aviez annoncé la mise en place de mesures compensatoires permettant de faciliter l'identification de l'apparition d'un nouveau défaut. Lors de leur visite « terrain » du PAP au cours de l'inspection, les inspecteurs ont noté que l'alarme 0 KCJ 200 AA était présente mais que les mesures compensatoires annoncées n'étaient pas mises en œuvre. Vos représentants ont indiqué que certaines des mesures compensatoires initialement envisagées ne sont en fait pas réalisables. Demande A2 : Je vous demande de me transmettre les résultats de l'étude destinée à mettre en œuvre une logique à réapparition de l'alarme 0 KCJ 200 AA, ainsi que l'échéancier de réalisation de la modification définitive découlant de cette étude. Demande A3 : Dans l'attente de la réalisation d'une modification définitive de la logique de l'alarme 0 KCJ 200 AA, je vous demande de m'indiquer quelles sont les mesures compensatoires qui vont être mises en œuvre de façon sûre et robuste pour identifier toute réapparition d'alarme. Suites de l'événement significatif pour la sûreté de mai 2021 : « Défaut d'organisation conduisant à la perte des alimentations électriques du CCL » Les inspecteurs sont revenus sur les circonstances de la perte électrique totale du CCL qui a eu lieu début mai 2021. Ils ont examiné la « note de calcul de la liaison batteries –ASI » et ont souligné des incohérences : - dans les sections de câble pour la liaison armoire de protection batterie- ASI : la tension maximale admissible annoncée est celle pour un câble de section 400 mm2 alors que le câble installé à une section de 300 mm2, - pour le calcul des chutes de tension, il est précisé que « le coefficient b est égal à 1 pour les circuits triphasés et égal à 2 pour les circuits monophasés » alors que dans la suite des calculs le coefficient b est égal à 1 pour des circuits monophasés. Par ailleurs, vos représentants ont précisé que l'analyse technique afin d'identifier la cause de la fusion des fusibles de 700 A de protection de l'onduleur 0LVV était toujours en cours. Demande A4 : Outre les points susmentionnés, je vous demande d'engager un contrôle exhaustif sur la cohérence de la « note de calcul de la liaison batteries –ASI », et de me transmettre le rapport d'expertise portant sur la fusion des fusibles de 700A. ## B Demandes D'Informations Complementaires Vos services ont transmis en préalable à l'inspection la gamme renseignée de l'essai périodique LLX 001 visant à contrôler le fonctionnement à plus de 30% de puissance nominale du groupe électrogène de secours (GES) du CCL, réalisé le 22 décembre 2021. Cette gamme mentionne que cet essai a une périodicité de 4 semaines, avec une tolérance de 8 jours. Demande B1 : Je vous demande de me transmettre la gamme renseignée de l'essai périodique LLX 001, de fonctionnement à plus de 30% de puissance nominale du groupe électrogène de secours (GES) du CCL, réalisé après celui du 22 décembre 2021. Vos services ont transmis en préalable à l'inspection la gamme renseignée de l'essai périodique SEX 002 visant à contrôler le débit d'alimentation en eau de la zone de décontamination du CCL, réalisé le 18 juin 2020. Vos représentants ont indiqué lors de l'inspection que l'occurrence suivante de cet essai de périodicité « cycle » était programmée la veille, le 2 février 2022, mais qu'il n'avait pas pu être réalisé du fait d'une fuite au niveau d'un joint et qu'il avait été reprogrammé au 4 février 2022. Demande B2 : Je vous demande de me transmettre la gamme renseignée de l'essai périodique SEX 002 contrôlant le débit d'alimentation en eau de la zone de décontamination du CCL réalisé le 4 février 2022. Suivi en exploitation du CCL La note de bilan gestionnaire de la mise en exploitation du CCL mentionne que la maintenance de deux ventilateurs de désenfumage du local diesel situés dans le local 0HSL0032LO du CCL ne peut pas être réalisée du fait de difficultés d'accès à ce local. Lors de la visite, les inspecteurs ont constaté que l'accès principal au local qui pourrait permettre l'acheminement de matériel est effectivement impraticable car la porte ne s'ouvre pas entièrement du fait de la présence d'une gaine de ventilation et d'ancrages au sol. L'autre accès se fait par une échelle à crinoline ce qui rend impossible l'acheminement d'équipement. Demande B3 : Je vous demande de m'informer des actions que vous allez prendre afin que la maintenance des ventilateurs de désenfumage du local qui abrite le diesel de secours du CCL puisse être réalisée. Je vous demande également de me transmettre le compte-rendu des dernières interventions de maintenance réalisées sur ces ventilateurs. Lors de leur visite terrain du CCL, les inspecteurs ont relevé que le contrôleur radiologique des personnes de type « C1 » ainsi que le contrôleur des petits objets « CPO » à l'entrée du CCL étaient en panne. Des contrôleurs de type MIP 10 ont été mis en place en substitution mais vos représentants n'ont pas pu donner d'information concernant les actions en cours et le délai de remise en état de ces équipements. Demande B4 : Je vous demande de m'informer de la remise en état des contrôleurs de type C1 et CPO. ## C Observations La note de « Gestion des alarmes au CCL » mentionne que les alarmes présentes au CCL apparaissent sur les pupitres situés en HSL0912 (niveau -1) et en HSL1120 (niveau +1). Le document support des rondes d'observation mentionne bien que l'agent de terrain consulte, entre autres, ces pupitres lors de sa ronde quotidienne d'observation du CCL. Toutefois, dans ce document, le pupitre situé au niveau +1 du CCL est indiqué comme situé en « 0SL0120 » (le pupitre situé au niveau -1 est indiqué comme situé en « 0SL0912 »). Observation C1 : Vous vous assurerez de la cohérence des repérages des locaux où sont situés les pupitres des alarmes présentes au CCL, avec ce que vous mentionnez dans votre note de « Gestion des alarmes du CCL » ainsi que dans votre document support des rondes d'observation. La fiche descriptive n°15 de la note relative aux moyens locaux de crise de Flamanville 1 et 2 traite des moyens de protection individuels (MPI) prévus par le plan d'urgence interne de Flamanville. Cette fiche prévoit entre autres un inventaire annuel de ces MPI. En salle, les inspecteurs ont consulté le bilan du dernier inventaire annuel des MPI stockés au CCL, réalisé le 31 janvier 2021. Pour les comprimés d'iode, ce bilan mentionne, dans une colonne relative aux dates limites de validité (DLC), « pas de DLC ». Sur le terrain au CCL, les inspecteurs ont contrôlé la boite contenant les comprimés d'iode, située dans le bureau du médecin. Sur cette boite était indiquée une date de péremption « juin 2022 » pour ces comprimés. Observation C2 : Vous vous assurerez que votre organisation vous permet un suivi adéquat des dates limites de validité des MPI stockés au CCL, comprenant les comprimés d'iode stockés au CCL. 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 Gaëtan LAFFORGUE-MARMET
INSSN-LIL-2022-0346	Référence courrier : CODEP-LIL-2022-008023 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité B. P. 149 59820 GRAVELINES Lille, le 14 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Gravelines - INB n° 97 Inspection INSSN-LIL-2022-0346 effectuée le 27 janvier 2022 Thème : "Etat des lieux des écarts et de la planification de leur traitement avant la quatrième visite décennale du réacteur 3 de Gravelines" 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° 2021-DC-0706 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 23 février 2021 fixant à la société Électricité de France (EDF) les prescriptions applicables aux réacteurs des centrales nucléaires du Blayais (INB n° 86 et n° 110), du Bugey (INB n° 78 et n° 89), de Chinon (INB n° 107 et n° 132), de Cruas (INB n° 111 et n° 112), de Dampierre-en-Burly (INB n° 84 et n° 85), de Gravelines (INB n° 96, n° 97 et n° 122), de Saint-Laurent-des-Eaux (INB n° 100) et du Tricastin (INB n° 87 et n° 88) au vu des conclusions de la phase générique de leur quatrième réexamen périodique ## 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 27 janvier 2022 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème "Etat des lieux des écarts et de la planification de leur traitement avant la quatrième visite décennale du réacteur 3 de Gravelines". Je vous communique, ci-après, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthese De L'Inspection Dans le cadre du suivi des quatrièmes réexamens périodiques des réacteurs de 900 MWe, l'ASN a défini un plan de contrôle établi sur la base des deux objectifs du réexamen périodique définis 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 travaux et actions de vérification menés par EDF avant la quatrième visite décennale (VD4) lorsque le réacteur est en fonctionnement et pendant la visite décennale. L'inspection du 27 janvier 2022 entre dans le cadre du plan de contrôle précité et a porté sur le traitement des écarts de conformité du réacteur 3 du CNPE de Gravelines, dont la VD4 débutera en mars 2022. Conformément à la décision en référence [3], tous les écarts connus avant la VD4 doivent être résorbés. Cette inspection visait à faire l'état des lieux des écarts de conformité (EC) présents sur le réacteur 3 et à examiner l'organisation déployée par le CNPE pour permettre leur traitement conformément à cette décision. De cette inspection, il ressort un pilotage général satisfaisant, par le site, des écarts de conformité. Les inspecteurs ont examiné les EC prévus d'être résorbés à l'issue de la VD4 du réacteur 3. Il prévoit la clôture de l'ensemble des EC lors du passage au référentiel VD4. Toutefois, pour quelques écarts déjà identifiés par l'ASN et correspondant majoritairement à des anomalies d'études, une clôture sera réalisée après la VD4, la résorption nécessitant une mise à jour documentaire à faire au niveau des services centraux d'EDF. L'ouverture de plans d'action (PA) pour les EC avérés présents sur un réacteur, vu également pour le réacteur 1, se systématise. Le site intègre également les EC pour l'instant non avérés, l'ouverture d'un PA étant conditionnée aux contrôles restant à engager. Les inspecteurs ont ensuite réalisé un contrôle de terrain, par sondage, ciblant notamment : - l'EC 310 "Calfeutrement des trémies du BL des tranches impaires selon les référentiels d'inondation interne et de sectorisation incendie" ; - l'EC 375 "Séisme événement - couples agresseurs/cibles en écart au titre du séisme événement" ; - l'EC local concernant les boucliers anti-souffles des locaux des diesels de secours. Ils ont fait le constat d'un défaut d'affichage sur l'interdiction de déversement d'effluents dans le siphon de sol créé dans le cadre du traitement de l'EC 310 et qui nécessite des actions correctives. Certaines demandes nécessitent des précisions ou des compléments, en particulier sur l'aspect "séisme-événement" d'armoires EIP1 situés dans le bâtiment électrique (BL) et sur l'état de corrosion au niveau des boucliers anti-souffles des diesels. Tous ces constats, ainsi que les demandes et observations associées, sont détaillés dans le présent courrier. 1 EIP : Elément important pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement. ## A. Demandes D'Actions Correctives L'article 2.6.3 de l'arrêté "INB" en référence [2] dispose que : "I. - L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : - déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; - définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; - mettre en œuvre les actions ainsi définies ; - évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives". ## Ec 310 Et Pnrl 1808 L'EC 310 correspond à une incohérence entre le référentiel "inondation interne" et le référentiel "sectorisation incendie" au niveau des trémies dans le BL. Cet EC sera traité de manière pérenne par la modification PNRL1808 qui consiste en la création d'un siphon de sol dans le local L304, et à son raccordement à une nouvelle tuyauterie RPE2 cheminant à travers différents locaux du BL pour déboucher sur un puisard de récupération. Au jour de l'inspection et au titre de la modification PNRL1808, seul le siphon a été installé en début d'année 2020, sans aucun raccordement. Les inspecteurs ont constaté la présence d'un système de collecte d'effluents (fût de récupération), situé sous le local du siphon afin de récupérer les déversements inappropriés d'effluents dans celui-ci. Le jour de l'inspection, l'affiche d'interdiction de déversement n'était pas positionnée efficacement de sorte que cela ne dissuadait pas les intervenants à évacuer des effluents par ce siphon (eaux de nettoyages, par exemple). ## Demande A1 Je vous demande de mettre en place des actions efficaces permettant d'éviter les déversements d'effluents inappropriés dans le siphon de sol en attendant son raccordement. En attendant la résorption de cet écart de manière pérenne, des dispositions temporaires de traitement étaient à déployer par le CNPE. Ces dispositions transitoires visent à dévier l'écoulement d'éventuels effluents vers les escaliers de la voie A de la tranche impaire (réacteur 3), permettant ainsi d'éliminer tout impact sûreté en cas d'inondation interne. Parmi ces dispositions, précisées dans le courrier D305514005815 daté du 18 septembre 2014, il y a, entre autres, soit la réalisation d'un passage de diamètre DN 100 au travers du seuil de porte repère HLA0301WR (JSL0301WR pour le réacteur 3), soit sa suppression. Sur place, les inspecteurs n'ont pas vu cette mesure compensatoire. ## Demande A2 Je vous demande de justifier le non déploiement de cette disposition temporaire sur le réacteur 3, notamment en regard d'une éventuelle inondation interne dans le local L304 (avant installation du siphon de sol), par rapport aux mesures compensatoires identifiées dans le courrier susmentionné. Le cas échéant, vous vous positionnerez sur les conséquences potentielles en cas d'inondation interne, et sur l'aspect déclaratif qui en résulte. Les inspecteurs se sont interrogés sur le rôle du siphon de sol installé depuis début 2020 sans être raccordé au puisard. Ce siphon participe à la sectorisation incendie, la garde d'eau permettant, en cas de départ de feu, d'empêcher la propagation de fumée et de flamme d'incendie d'un local à un autre. Les inspecteurs s'interrogent sur la suffisance du système de collecte des eaux en cas d'inondation interne. ## Demande A3 Je vous demande de m'indiquer si la configuration actuelle avec la création de ce siphon de sol non encore relié au puisard et la mise en place d'un système de collecte temporaire dans le local sous-jacent est conforme au référentiel "inondation interne" applicable. Vous justifierez de la suffisance de ce système de collecte, et préciserez quel est le suivi réalisé sur ce dernier. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Ec 423 - Système Dvk3 Et Échéance De Résorption Cet EC concentre les anomalies constatées sur les ancrages de plusieurs systèmes de ventilation. Pour le réacteur 3, les anomalies sur DVW4, DVI5, DVH6 ont été justifiées ou remises en conformité. Pour le système DVK, les anomalies constatées en 2020, sur les circuits non prioritaires, seront traitées, au plus tard, 6 mois après la divergence du réacteur faisant suite au quatrième réexamen périodique, conformément au courrier de l'ASN référencé CODEP-DCN-2021-007672. Je vous demande de me tenir informé de l'état d'avancement et de la planification de traitement des anomalies du système DVK. ## Ec 579 - Défauts D'Installation Des Câbles 6,6 Kv Alimentant Les Transformateurs Hta/Bt L'EC 579 porte sur le non-respect de prescriptions de montage des câbles HTA des transformateurs 6,6 kV / 380 V sur les transformateurs installés depuis 2010. Par la suite, vos services centraux ont émis le courrier, de référence D455620132411 "Rappel des exigences de raccordement des câbles HTA sur les transformateurs HTA/BT" en date du 18 janvier 2021, à destination des chefs d'équipes communes. Pour les modifications réalisées à partir de février 2021, ce courrier s'applique. Lors des échanges relatifs à cet EC, les inspecteurs ont évoqué un REX négatif sur le CNPE de Tricastin relatif à des difficultés dans l'application des prescriptions de montage des câbles 6,6 kV rappelées dans ce courrier, lors du déploiement de la PNPE1044 (augmentation de puissance des transformateurs LLC, D, E, I, J) au cours de la VD4 du réacteur 2 à Tricastin. Il est apparu que les intervenants présents le jour de l'inspection n'avaient pas connaissance de ce REX. Par ailleurs, interrogés sur les modifications prévues au cours de la quatrième visite décennale du réacteur 3, nécessitant l'application du courrier susmentionné, les intervenants ont indiqué qu'à leur connaissance seule la modification PNPE 1044 était concernée sans pour autant pouvoir le confirmer. Je vous demande de me confirmer la liste des modifications prévues au cours de la VD4 du réacteur 3 nécessitant l'application du courrier précédemment cité, ainsi que la prise en compte du REX de Tricastin. ## Risque Agresseurs - Cibles Et Armoire Eip Dans le cadre de la démarche "séisme événement" pour identifier des couples "agresseurs/cibles" non justifiés (matériels non qualifiés au séisme), un nouveau couple agresseur/cible a été détecté sur le réacteur 3. Ce couple correspond à une armoire LMA7 (agresseur et non EIP) pouvant potentiellement affectée un tableau LCC8 (EIP) en cas de séisme. Pour traiter cet écart, un liaisonnement (validé techniquement par calcul) est prévu entre ces deux armoires avant l'arrêt du réacteur pour son quatrième réexamen périodique. Lors de visite de l'installation, les inspecteurs se sont interrogés sur la configuration de deux couples d'armoires situées dans un local du BL. Les deux armoires de régulation 3 RCP 001 et 002 RG n'étaient pas liaisonnées alors que c'était le cas pour le couple d'armoires 3 RCP 003 et 004 RS. Ces armoires sont toutes des EIP et sont a priori qualifiées en cas de séismes. Je vous demande de m'indiquer les critères qui déterminent un traitement ou non par liaisonnement entre armoires électriques EIP vis-à-vis de la démarche "séisme-évènement". ## Boucliers Anti-Souffles Des Diesels Les boucliers anti-souffles des groupes électrogènes de secours (LHP et LHQ) ont pour fonction de protéger leurs locaux d'une onde de surpression. En cas de survenue de ce type d'agression, les bandes néoprènes situées à l'intérieur des boucliers et fixées par ressort viendraient refermer les prises d'air, ce qui atténuerait la propagation de cette onde dans le local de chaque diesel. Suite à la présence de percements par corrosion sur les tôles sur lesquelles se fixent les ressorts d'ancrage des bandes néoprènes des boucliers anti-souffles du réacteur 1, les inspecteurs ont souhaité vérifié l'état des boucliers anti-souffles des diesels de secours du réacteur 3. Les inspecteurs ont constaté la présence de corrosion, sans avoir la certitude que ce sont bien les tôles elles-mêmes qui sont corrodées ou si c'est en raison d'un dépôt de résidus de décapage. Je vous demande de vérifier l'origine de cette corrosion présente sur ces tôles et, le cas échéant, de mettre en œuvre les moyens préventifs pour éviter des perforations telles que celles constatées sur le réacteur 1. ## Echafaudages Dans Les Locaux Du Bl Les inspecteurs ont constaté que plusieurs échafaudages étaient présents dans les locaux du BL. Ces derniers étaient bien freinés. Selon vos intervenants, ces échafaudages sont utilisés dans le cadre du plan d'actions ventilation (PAV) en cours sur le réacteur 3. D'après les dates figurants sur les documents de réception, ces échafaudages ne seraient pas utilisés depuis plusieurs semaines. Je vous demande de justifier la présence de ces échafaudages pendant ces longues périodes d'inactivités dans ces locaux. ## C. Observations C1 - Ec 580 Et Retour D'Expérience (Rex) Du Réacteur 1 Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont interrogé vos intervenants sur l'intégration rapide d'un REX négatif du réacteur 1 concernant les modifications manuscrites du dossier de réalisation de travaux pour traiter l'EC 580 (tenue à l'irradiation des joints des diaphragmes de la ligne de filtration U5). Ils souhaitaient avoir plus de précisions sur des incohérences portant sur les dimensions de joints et des couples de serrage utilisés, différents de ceux demandés par le dossier. Vos intervenants n'étaient pas en mesure d'y répondre le jour de l'inspection et ont indiqué que l'analyse est en cours pour répondre à la demande de l'ASN dans le cadre de l'arrêt du réacteur 1. Vous voudrez bien me faire part, au plus tard au découplage du réacteur 3 pour la VD4, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L.125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. Le Chef du Pôle INB, Signé par Jean-Marc DEDOURGE
INSSN-LYO-2022-0508	Lyon, le 3 mars 2022 Réf. : CODEP-LYO-2022-009715 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 os87 et 88) Inspection INSSN-LYO-2022-0508 du 1 er février 2022 Thème : « Maintenance-Préparation de l'arrêt du réacteur 3 et Gestion des écarts» 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 1 er février 2022 sur la centrale nucléaire du Tricastin, portant sur le thème de la maintenance liée à la préparation de l'arrêt du réacteur 3 et à la gestion des écarts. 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, plus particulièrement le programme de maintenance du réacteur 3 de la centrale nucléaire de Tricastin en vue de sa 4 ème visite décennale. Elle avait pour objet de vérifier le programme de maintenance prévu ainsi que l'organisation mise en place par le CNPE pour traiter les écarts1identifiés sur ce réacteur, depuis leur détection jusqu'à leur résorption. Les inspecteurs se sont également intéressés au suivi et aux modalités de traitement de points techniques, impactant les équipements importants pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement [1], dont l'ASN attend le traitement préalablement à la divergence du réacteur 3 à l'issue de sa 4ème visite décennale. Ces points portent notamment sur des matériels à enjeu de sûreté dont la disponibilité est conditionnée par des activités dites « à enjeu », notamment parce qu'elles ne sont pas identifiées dans le dossier de présentation de l'arrêt (DPA), ou parce que la suffisance ou la complétude des éléments fournis dans le DPA interrogent. Ces matériels peuvent être concernés par : − d'éventuels écarts au référentiel de sûreté identifiés par l'exploitant dans le DPA ; − de la maintenance programmée ; − du retour d'expérience issu d'autres réacteurs du parc nucléaire d'EDF ; − des plans d'action constat (PA CSTA), notamment certains ouverts pendant le cycle de fonctionnement en cours précédent l'arrêt du réacteur ou dont la résorption ne serait pas prévue pendant l'arrêt du réacteur 3 ; − des modifications matérielles ; − des essais périodiques du chapitre IX des règles générales d'exploitation (RGE). Les inspecteurs ont également contrôlé les modalités et les modes de preuve de résorption des écarts de conformité mis en évidence dans le cadre du 4 ème réexamen périodique du réacteur 3. 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, l'inspection a mis en évidence que le DPA n'était pas suffisamment précis sur certains sujets. Enfin, les inspecteurs n'ont pas constaté de situation insatisfaisante pour ce qui concerne le périmètre des écarts de conformité dont la résorption est attendue dans le cadre de la 4 ème visite décennale. ## A. Demandes D'Actions Correctives Ecarts De Conformité Les inspecteurs ont contrôlé l'état d'avancement de la résorption des écarts de conformité (EC) identifiés sur le réacteur 3. Ils ont notamment constaté une traçabilité insuffisante de certains écarts, dans les outils de gestion documentaire, qui ne permet pas toujours d'apprécier le traitement de l'écart (contrôles, caractérisation et, le cas échéant, remises en conformité). Par exemple, l'EC 375 (agresseurs cibles) ne fait pas l'objet d'une traçabilité sous la forme d'un « PA CSTA écart », tel que requis par les exigences de votre processus de gestion des écarts. Demande A1 : Je vous demande de mettre en place des dispositions pour améliorer la traçabilité des contrôles réalisés dans le cadre du traitement de chaque écart de conformité et du suivi des actions engagés pour sa résorption à travers de la création systématique d'un « PA écart ». Vous me transmettrez l'ensemble de ces « PA écart » à l'état clos, au fil de leur traitement. Cette demande constitue un préalable à l'autorisation de divergence du réacteur 3. Certains écarts de conformité en émergence sont en cours de caractérisation : - l'EC 575 (couverture partielle de la justification de la maitrise de réactivité durant la phase C de certains transitoires du domaine de dimensionnement), - l'EC 576 (défauts d'ancrages de matériels EIPS identifiés lors de la mise en œuvre du PBMP dans le cadre de l'ECOT), - l'EC 587 (non-prise en compte du caractère dominant de l'hypothèse relative à la courbe de décroissance lente de débit primaire dans l'étude du transitoire de Rupture de Tuyauterie Vapeur de catégorie 4 (RTV4) valorisant le signal « Arrêt Automatique des Groupes Moteurs des Pompes Primaires » (AA GMPP), - l'EC 588 (défaut d'étanchéité de la tête de détection monobloc SEBIM), - l'EC 584 (Perte de la qualification K1 des BOAs électriques SOURIAU équipés de connexions de type 8 NA). Les modalités de traitement de ces écarts étaient toujours en cours de définition au jour de l'inspection. Demande A2 : je vous demande de mettre en place les modalités de traitement des écarts susmentionnés dès leur caractérisation et de résorber ces écarts durant l'arrêt décennal du réacteur 3. Vous me transmettrez les modalités mises en place ainsi que les justifications associées. Vous avez indiqué aux inspecteurs que la résorption de plusieurs écarts de conformité n'était, à ce jour, pas planifiée avant la date théorique de divergence du réacteur 3 à l'issue de la quatrième visite décennale. Il s'agit des écarts de conformité suivants : - l'EC 526 : Liaisons internes coudées sous les boitiers de connexion non couvertes par le dossier de qualification des moteurs RRA du palier CPY, - l'EC 209 : Anomalie d'étude relative aux volumes d'eau des études de dilution homogène, - l'EC 395 : Cumul de l'anomalie de fabrication MOX M2017-01 avec le phénomène de remontée de flux - Anomalie d'étude, - l'EC 429 : Tenue de la ligne de retours des joints en situation H3IJPP, - l'EC 489 : Incomplétude de la recherche de scénario pénalisant en phase de moyen terme de l'étude d'éjection de grappe de catégorie 4, - l'EC 581 : Non prise en compte du DA aux RGE « simplification du niveau cuve » dans les études de RTGV de catégorie 3 du Parc en exploitation. Il conviendra que vous démontriez que ces écarts ne sont pas susceptibles de remettre en cause le respect d'une exigence définie d'un élément important pour la protection des intérêts (EIP), d'une activité importante pour la protection des intérêts (AIP) ou de votre système de gestion intégré (SGI). Demande A3 : Je vous demande de m'informer régulièrement, au cours de la visite décennale du réacteur 3, de l'état d'avancement de l'instruction des modalités de résorption de ces écarts et de leurs éventuels traitements au cours de l'arrêt. ## Hétérogénéité Dans La Fixation Des Torons De Câblage Des Voyants Des Portes D'Équipements Qualifiés K3 (Ec 499) Dans le cadre du traitement de cet écart, vous avez précisé aux inspecteurs que le remplacement des embases adhésives, lorsque nécessaire, se ferait à l'identique. Ces embases adhésives ne sont pas des solutions pérennes et nécessitent un remplacement régulier au maximum tous les six cycles (périodicité précisée dans le courrier de positionnement de l'Unité nationale d'ingénierie d'exploitation (UNIE) d'EDF sur la qualification de tenue sismique de ces embases référencé « D455620132077 »). Vous avez indiqué prévoir la mise en œuvre d'un programme local de maintenance (PLMP) afin de gérer ces remplacements ultérieurs. Cependant vous n'avez pas pu confirmer que ce PLMP sera rédigé avant le terme de la visite décennale. Demande A4 : je vous demande de me transmettre le PLMP relatif aux remplacements des embases adhésives dans le cadre du traitement de l'EC 499, qui constitue un préalable à la divergence du réacteur 3. ## Fiabilisation De La Pompe Repérée « 8 Ris 011 Po » Le « kit VD3 » d'évolution de la pompe repérée « 8 RIS 011 PO » commune aux réacteurs 3 et 4 a été intégré en 2016 lors de la visite partielle du réacteur 3. Cette évolution comprend le remplacement, en raison de son obsolescence, de la pompe principale du circuit hydraulique de commande, par une pompe de nouvelle génération. D'une technologie similaire, la nouvelle pompe entraîne toutefois une augmentation de la température d'huile de commande de la pompe, ce qui a conduit le constructeur à préconiser le remplacement de l'huile de commande d'origine de grade ISO VG46, par une huile de grade ISO VG68 dont la viscosité est mieux adaptée à température plus élevée. Le constructeur a également préconisé de modifier le réglage du seuil d'alarme de température d'huile de la bâche à huile afin d'éviter l'apparition intempestive de l'alarme repérée « 8 LLS 505 AA ». A la suite de l'inspection, vos représentants ont précisé aux inspecteurs, par courriel en date du 7 février 2022, que le réglage du thermostat peut être engagé de façon pérenne au travers d'une modification locale et que l'instruction de la modification locale PTTN 1666 a été validée mais non terminée. Demande A5 : Je vous demande de finaliser l'instruction de la modification PTTN 1666 afin que celle-ci soit mise en œuvre lors de l'arrêt décennal du réacteur 3. ## Gestion Des Dt Je vous rappelle la demande CONF n°2 formulée par l'ASN, dans le cadre du 4ème réexamen, qui vous demande de « renforcer votre organisation afin d'être en mesure de corriger au plus tard lors de la quatrième visite décennale de chaque réacteur de 900 MWe les écarts ayant un impact sur la sûreté qui auront été préalablement identifiés ». La résorption de l'ensemble des écarts au cours de la quatrième visite décennale du réacteur 3 est donc la règle. Aussi, vous devez vous assurer que l'ensemble des DT ouvertes en amont de la visite décennale ne concernent que des anomalies qui ne sont pas susceptibles de remettre en cause le respect d'une exigence définie d'un élément important pour la protection des intérêts (EIP), d'une activité importante pour la protection des intérêts (AIP) ou de votre système de gestion intégré (SGI). Le report du traitement après la visite décennale de tels DT ou OT doit être exceptionnel, strictement justifié et ne peut donc pas faire l'objet d'un report automatique. Vos représentants ont précisé qu'une revue de l'ensemble des DT/OT afférents aux EIP, AIP ou SGI, qui n'auront pas été résorbés avant l'arrêt du réacteur ou pour lesquels l'échéance prévisionnelle de traitement risquerait d'être postérieure à l'arrêt, serait menée un mois avant le début de l'arrêt du réacteur 3. Demande A6 : Je vous demande de me transmettre les conclusions de la revue de l'ensemble des DT/OT et, le cas échéant, les justifications associées. Pour les DT/OT dont le traitement ne serait pas finalisé avant la divergence de la visite décennale, je vous demande de me démontrer que l'anomalie n'est pas susceptible de remettre en cause une exigence définie. ## Traitement Du Pa 4647 Relatif Au Montage D'Une Plaquette Support De Fin De Course Non Conforme Au Plan Dans le cadre de l'inspection, les inspecteurs ont examiné des PA afférents à des systèmes de sûreté afin de contrôler les justifications et les actions engagées. Ils ont notamment examiné le PA relatif au montage d'une plaquette support de fin de course non conforme au plan sur le robinet repéré « 3 RAZ 009 VZ », consécutive à la visite interne réalisée en 2004, relative au remontage de la tête de ce dernier alors que la position angulaire des arcades ne permettait pas le remontage à l'identique. Une solution palliative a donc été mise en œuvre avec l'installation d'une plaquette en acier qui permet que le fin de course soit opérationnel. Par courriel en date du 4 février 2022, vos représentants ont fait part des difficultés techniques pour une remise en conformité : la suppression de la plaquette en acier nécessiterait une dépose et repose de la tête du robinet pour retrouver un positionnement angulaire compatible de cette dernière, sans garantie de réussite et la conception d'un nouveau supportage de l'actionneur pneumatique avec l'ensemble des exigences imposées (qualification séisme, contrainte relative à l'environnement) pourrait être remise en cause lors de la prochaine activité de dépose et de repose de la tête du robinet. Demande A7 : Je vous demande de démontrer la qualification de la plaquette support de fin de course en fonctionnement normal et en situations incidentelles et accidentelles, et de me transmettre la position de vos services centraux sur la qualification du matériel en cas de séisme. A défaut, le matériel concerné devra être remis en conformité avant la divergence du réacteur 3. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Traitement du PA CSTA 179089 relatif à une fuite sur la soupape 3 RCP 020 VP Dans le cadre de l'inspection, les inspecteurs ont examiné des PA afférents à des systèmes de sûreté afin de contrôler les justifications et les actions engagées. Ils ont notamment examiné le PA relatif à la soupape repérée « 3 RCP 020 VP ». Une demande d'expertise du corps remplacé et du joint d'admission a été envoyée à vos services centraux. Vos représentants ont précisé que les résultats de l'expertise étaient attendus pour la fin du mois mars 2022. Demande B1 : Je vous demande de m'informer des conclusions de l'expertise et des modalités de résorption de l'écart lors de l'arrêt décennal du réacteur 3. ## Groupes Électrogènes Lhp/Q - Ejection Des Sondes De Températures D'Échappement En avril 2020, lors du démarrage du groupe électrogène de la voie B (LHQ) du réacteur 3, consécutif à un basculement TS/TA (du transformateur de soutirage au transformateur auxiliaire), les sondes de température d'échappement des cylindres A8 et A10 ont été retrouvées respectivement non-freinées et desserrées. Pour rappel, le desserrage des sondes de température peut conduire à leur éjection et à l'indisponibilité du groupe électrogène. Le jour de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter les modes de preuve de la réalisation des vérifications des freinages des sondes. Demande B2 : je vous demande de me transmettre l'historique des contrôles de serrage des sondes de température des échappements des groupes électrogènes des voies A et B (LHP et LHQ) du réacteur 3. Le cas échéant, le contrôle de serrage de l'ensemble des sondes sera programmé lors de l'arrêt décennal du réacteur 3. ## C. Observations Dossier De Présentation D'Arrêt Lors de l'inspection, vous avez apporté des précisions concernant des informations figurant dans le DPA. Les précisions apportées concernent notamment les paragraphes 2.2.1.2 (PA réindicés sur l'arrêt) et 6 (exigences applicables), ainsi que ses annexes 2 (opérations de contrôle et de maintenance prévues sur le CPP et les CSP) et 8 (constats dont la résorption n'est pas prévue au cours de l'arrêt). Le PA 4646 concernant la perte de la commande vitesse en local sur l'équipement repéré « 3 ASG 001 TC » était indiqué soldé et non clos le jour de l'inspection. Vos interlocuteurs ont précisé qu'un retour de l'UNIE et de UTO était attendu sur l'étude d'un dispositif de freinage de la liaison. A la suite de l'inspection, par courriel en date du 7 février 2022, vous avez précisé aux inspecteurs que le régulateur repéré « 3 ASG 001 RG » avait été changé en 2015 et que le PA serait mis à jour et clôturé avant la rédaction du DPA indice 1. Concernant les raccords vissés du circuit de refroidissement d'huile des motopompes ASG, vos représentants ont précisé par courriel à la suite de l'inspection, que le courrier référencé D455022000547 « Eléments pour le contrôles des raccords VEBEO des motopompes ASG CPY » serait décliné sur les deux motopompes du circuit d'alimentation de secours en eau des générateurs de vapeurs (ASG) durant l'arrêt. C1. J'ai noté que ces évolutions seront prises en compte dans la montée d'indice du DPA qui doit être transmis à l'ASN préalablement à la mise à l'arrêt du réacteur 3 pour sa 4ème visite décennale. ## 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 au chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER
INSSN-LYO-2022-0425	Référence courrier : CODEP-LYO-2022-009654FRAMATOME Monsieur le Directeur Établissement de Romans-sur-Isère ZI Les Bérauds - BP 1114 26104 Romans-sur-Isère cedex Lyon, le 22 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Framatome - INB no 63-U - Activité combustibles de puissance Thème : Respect des engagements Code : INSSN-LYO-2022-0425 du 1 er février 2022 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. [2] Code du travail, notamment le titre V du livre IV de sa quatrième partie [3] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence [1], une inspection a eu lieu le 1 er février 2022 au sein de l'établissement Framatome de Romans-sur-Isère (INB n o 63-U) sur le thème « Respect des engagements » pour l'activité du site liée aux combustibles de puissance. 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 1 er février 2022 réalisée au sein de l'établissement Framatome de Romans-sur-Isère (INB no 63-U) a porté sur l'examen du respect des engagements pris par l'exploitant auprès de l'ASN. Ces engagements font notamment suite aux dossiers d'autorisation de modification des installations, à l'analyse des évènements significatifs survenus dans les installations et aux demandes issues des inspections menées par l'ASN. Les inspecteurs ont ainsi vérifié par sondage la réalisation des engagements, puis se sont rendus au sein du bâtiment AX2, de l'atelier de conversion et du pastillage. Les inspecteurs ont relevé positivement le travail réalisé au sein du local « ex-étuve » afin de découper, et reconditionner les déchets volumineux qui y étaient entreposés, et ainsi permettre leur évacuation. Par ailleurs, les inspecteurs ont souligné la mise en service de l'enceinte de prise d'échantillons. Toutefois, Framatome devra à l'avenir être plus vigilant sur les reports successifs de délai des engagements pris auprès de l'ASN. L'ensemble des engagements encore non aboutis devront être menés à leur terme. ## A. Demandes D'Actions Correctives Tenue Des Engagements La procédure référencée SMI1066 « Suivi du respect des engagements pris auprès de l'ASN et de D3SEP/IG » (Version 4.0 du 17/11/2020) définit un cadre formalisé de suivi du respect des engagements et prévoit la présentation mensuelle des engagements en cours à la Direction du site, via le comité sûreté santé sécurité environnement (dit Comité 3SE). Ce comité est constitué du Directeur d'Etablissement ou de son représentant désigné, du Directeur d'exploitation, du Directeur QSSE, du Directeur Technique, du Directeur des projets, de l'ensemble des chefs d'installation du site ainsi que des chefs des services sûreté et maintenance. Le comité 3SE a notamment pour mission de valider les reports de délai. Les inspecteurs ont observé que divers engagements pris auprès de l'ASN avaient fait l'objet de plusieurs reports successifs de délai. Par ailleurs, le volume d'engagements étant conséquent, le comité 3SE ne semble pas avoir le temps d'évoquer l'ensemble des engagements arrivés à échéance. Ainsi, le compte rendu peut être émis sans avoir obtenu en amont du comité des informations complémentaires concernant des engagements échus et non aboutis. De plus, en raison d'un contexte particulier en termes de ressources au sein des équipes sûreté, le volume d'engagements en retard au 31/12/2021 est plus important que les années précédentes. Demande A1 : Je vous demande de réfléchir à une organisation plus efficiente vous permettant de tenir les délais annoncés pour les engagements pris auprès de l'ASN dans le cadre des évènements significatifs survenus dans vos installations ou des demandes issues des inspections menées par l'ASN. ## Couvertures Anti-Feu L'inspection réalisée le 14 août 2019 sur la thématique « Travaux - arrêt d'été » avait identifié un coffret contenant une couverture incendie rendu inutilisable, car scotché, au sein du Bâtiment AP2. En retour, vous vous êtes engagés à lancer une action visant à évaluer la pertinence de conserver ces couvertures anti-feu, car non-mentionnées dans l'étude de risque incendie. Si leur utilité était validée, vous deviez veiller à leur accessibilité et leur disponibilité permanente et ensuite les intégrer au même titre que d'autres équipements de lutte contre l'incendie dans le processus de contrôles et essais périodiques (CEP) afin de veiller à leur conformité. Cette action avait pour délai initial le 30 juin 2020. Il a été déclaré aux inspecteurs que vous pensiez dans un premier temps ne plus avoir besoin de ces couvertures anti-feu. Toutefois, après rapprochement auprès des équipes de Framatome UGINE, ces couvertures anti-feu pourraient être nécessaires pour les feux de métaux. Demande A2 : Je vous demande de statuer définitivement sur l'utilité des couvertures incendie, d'identifier les ateliers où elles seraient nécessaires et d'inclure ces équipements dans le processus de contrôles et essais périodiques. ## Identification Des Eip Dans Le Logiciel Sap Un travail important d'identification des Éléments importants pour la protection des intérêts (EIP) et composants d'EIP dans le logiciel de maintenance « SAP » est engagé sur l'ensemble du site de Romans depuis 2017. Ce travail permet d'alerter les opérateurs de maintenance et ainsi d'améliorer la maîtrise opérationnelle de l'impact des interventions de maintenance sur les différents EIP. Ce travail au long cours arrive à échéance et permet maintenant l'identification des EIP dans le logiciel « SAP » ainsi que l'insertion d'une mention spécifique sur le sujet dans le compte-rendu de maintenance. Cela a été réalisé pour l'ensemble des installations du site. Il a été déclaré aux inspecteurs que le travail était maintenant abouti. Une formation spécifique sur le sujet est envisagée à destination de l'ensemble des opérateurs de maintenance. Demande A3 : Je vous demande de me confirmer la date de formation des opérateurs de maintenance aux modifications apportées dans le logiciel « SAP » pour l'indentification des EIP. ## Modifications Intrack L'évènement significatif déclaré en juillet 2019 concernait la présence d'un chariot porte-bouteillons entreposé en dehors d'un emplacement dédié. À la suite de cet évènement, une analyse détaillée des causes probables a été menée et des mesures correctives et préventives ont été lancées. Une action concernait la fiabilisation de l'exploitation des magasins d'entreposage de matière qui prévoyait notamment une amélioration du poste de travail au travers d'une modification du logiciel de suivi matière « INTRACK ». Cette action initialement prévue pour le 30 mars 2020 avait été repoussée au 31 décembre 2021 en raison de la non-disponibilité de l'entreprise en charge du développement du logiciel « INTRACK ». Cette action n'est toujours pas aboutie (engagement R/ASN/2019-078). Demande A4 : Je vous demande de me transmettre un nouveau délai concernant la modification du logiciel de suivi matière INTRACK (engagement référencé R/ASN/2019-078). Je vous demande de tenir ce nouveau délai. ## Modifications Des Règles Générales D'Exploitation L'inspection réalisée le 26 novembre 2020 sur la thématique « Maîtrise des réactions en chaîne » s'était intéressée au déploiement de la décision ASN référencée CODEP-DRC-2019-052266 du 24 décembre 2019 et relative à la modification des règles générales d'exploitation (RGE). Le déploiement de cette autorisation dans le référentiel d'installation consistait à modifier environ 200 exigences définies. L'ASN vous avait demandé de vous positionner quant à un délai objectif de mise en œuvre de ces modifications de RGE. En réponse à cette demande, vous aviez pris l'engagement référencé R/ASN/2021-011 de déployer l'ensemble des exigences définies (ED) d'exploitation (chapitres 4 et 6 des RGE) pour le 31/08/2021 et l'engagement référencé R/ASN/2021-012 de déployer l'ensemble des ED de suivi d'exploitation (chapitre 9 des RGE) pour le 31/12/2021. Les inspecteurs ont observé que toutes les « Fiches d'évaluation de modification / Demande d'autorisation de modification » (FEM-DAM) ont été initiées mais certaines ne sont pas encore finalisées. Demande A5 : Je vous demande de me transmettre un nouveau délai ambitieux concernant les engagements R/ASN/2021-011 et 012. Surveillance des DNF (dernier niveau de filtration) en cas d'incendie L'inspection réalisée le 28 novembre 2019 sur la thématique « Suivi des engagements liés au réexamen de sûreté » s'était intéressée à la conduite à suivre en cas de détection d'un incendie au niveau de la ventilation, en tenant compte des améliorations apportées au travers de la surveillance de la température de l'air en amont des DNF et des détecteurs de fumée en aval des DNF. En réponse à cette demande, vous aviez pris l'engagement référencé R/ASN/2020-037 de rédiger des fiches réflexes de pilotage de la ventilation en cas d'incendie pour les bâtiments C1 et AP2, prenant en compte ces nouveaux moyens de surveillance. Les inspecteurs ont consulté ces documents et se sont interrogés sur l'opérabilité du document. L'objectif d'une fiche réflexe est d'aider à la prise de décision en cas d'incident et doit donc être rapidement compréhensible. Demande A6: Je vous demande d'améliorer l'ergonomie des procédures de pilotage de la ventilation des bâtiments AP2 et C1. Vous pourrez vous rapprocher dans ce travail de simplification, des personnes qui auraient à l'appliquer en cas d'incident. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Actions De Maintenance Les inspecteurs ont observé que le travail conséquent d'identification des Éléments importants pour la protection des intérêts (EIP) et composants d'EIP dans le logiciel de maintenance « SAP » était abouti. Par ailleurs, l'installation TRIGA a été mise en service en fin 2021 avec en amont une validation de tous les documents qui seront utilisés pour la réalisation des contrôles et essais périodiques de cette installation. Toutefois, les inspecteurs ont relevé différents engagements liés à la maintenance qui sont reportés (R/ASN/2020-010, R/ASN/2020-012). De manière plus générale, les nouveaux équipements ou nouveaux projets nécessitent un travail important pour les équipes de maintenance d'appropriation de ces nouveaux équipements et d'encadrement des opérations de contrôles et essais périodiques correspondantes. Demande B1 : Je vous demande de réfléchir à une organisation des équipes de maintenance permettant de mener à terme les engagements pris sur cette thématique et d'améliorer le partage de connaissances et la concertation entre les équipes « projets » et maintenance. ## Postes De Génération Des Bouteillons L'évènement significatif déclaré en décembre 2017 concernait la récupération non maîtrisée de matière uranifère lors d'une opération de nettoyage. À la suite de cet évènement, une analyse détaillée des causes probables a été menée et des mesures correctives et préventives ont été lancées. Une action consistait à réaliser une analyse de l'ensemble des postes de génération des bouteillons sur l'installation où le risque d'introduction de corps étranger pouvait créer un risque d'accumulation de matière. Cette analyse conséquente a aboutie. Les inspecteurs ont consulté le document de synthèse correspondant. Deux actions non soldées y sont identifiées de manière préventive, mais pour les cyclofiltres du nettoyage centralisé du mélangeur, aujourd'hui équipement à l'arrêt. Demande B2 : Vous m'informerez du moyen mis en place afin de capter ces actions lors d'un éventuel redémarrage du nettoyage centralisé du mélangeur. ## C. Observations Cette inspection n'appelle pas d'observations. Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. Le chef du pôle LUDD délégué, Signé par Fabrice DUFOUR
INSSN-LYO-2022-0834	Lyon, le 10 février 2022 Réf. : CODEP-LYO-2022-006219 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° 89) Inspection n° INSSN-LYO-2022-0834 du 2 février 2022 Thème : « R.9.4 Conformité des installations au référentiel et gestion des écarts » Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB [3] Décision n° 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] Rapport d'inspection de l'ASN CODEP-LYO-2021-039659 du 27 août 2021 ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 2 février 2022 sur la centrale nucléaire du Bugey sur le thème « Conformité des installations au référentiel et gestion des écarts ». 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. J'appelle votre attention sur le fait que les demandes A1, A3 à A5 ainsi que B1 à B3 et B5 devront être prises en compte et traitées avant la divergence du réacteur 5 à l'issue de sa 4ème visite décennale. ## Synthese De L'Inspection L'inspection en objet concernait les thèmes de la maîtrise de la conformité et de la gestion des écarts1 dans le cadre de la 4ème visite décennale (VD4) du réacteur 5 de la centrale nucléaire du Bugey. Elle constitue un préalable au redémarrage du réacteur 5 et avait pour objet de contrôler, par sondage : - la résorption des écarts de conformité, - le traitement de demandes de travaux (DT) et de plans d'action (PA), - l'état d'avancement des contrôles réalisés au titre de l'ECOT (Examen de Conformité de Tranche) réalisé dans le cadre de la VD4 ainsi que des caractérisations et remises en conformité associées, - l'état d'avancement du traitement des anomalies relevées par l'ASN lors de l'inspection du 27 mai 2021 [4] dans le cadre des vérifications de conformité des installations du réacteur 5, - le respect des engagements pris par l'exploitant envers l'ASN, en réponse aux écarts relevés lors de précédentes inspections ou à l'issue des analyses menées à la suite des événements significatifs pour la sûreté nucléaire. Les inspecteurs se sont également rendus dans le local abritant le groupe électrogène de secours de la voie A (LHG) et dans les galeries des circuits d'eau brute (SEC, SEB et EAS). A l'issue de cette inspection, l'ASN considère que la démarche de vérification de la conformité sur le réacteur 5, la résorption des écarts de conformité, ainsi que l'avancement des contrôles et remises en conformité réalisés au titre de l'ECOT sont globalement satisfaisants. Toutefois, à l'issue de cette inspection, plusieurs points ont été identifiés comme restant bloquants pour délivrer l'accord pour la divergence du réacteur prévu à l'article 2.4.1 de la décision en référence [3]. A la suite de l'inspection, vous avez transmis à l'ASN les éléments justifiant d'un traitement satisfaisant d'un certain nombre de points. Néanmoins, des actions correctives et des compléments d'information sont attendus. ## A. Demandes D'Actions Correctives Vérification De La Conformité Des Installations La « démarche innovante » constitue la réponse d'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 ». EDF a ainsi proposé une démarche de contrôles visuels sur des matériels ciblés, classés éléments importants pour la protection (EIP), avec une vision transverse (contrôles réalisés par des équipes pluridisciplinaires), pour s'assurer de leur conformité. La démarche vise ainsi les pompes SEC et SEB, les pompes ASG et les groupes électrogènes LHG et LHH. Lors de l'inspection du 27 mai 2021 [4], les inspecteurs avaient procédé, pour l'ensemble des matériels précités situés au niveau du réacteur 5, aux contrôles définis au titre de la « démarche innovante ». A l'issue de l'inspection, les inspecteurs avaient formulé un certain nombre de constats qui vous ont été communiquées dont le traitement était attendu avant la divergence du réacteur 5. Le 2 février 2022, les inspecteurs ont procédé au contrôle de la résorption de ces anomalies. Pour ce qui concerne les galeries des circuits d'eau brute, les inspecteurs ont constaté : - en voie A : Les constats référencés A1 et A10 concernaient une présence de corrosion avancée avec perte de matière sur trois écrous de la bride du robinet repéré « 5 SEB 001 VE ». Vous vous étiez engagé à remplacer l'ensemble de la boulonnerie puis à procéder à la remise en peinture. Les OT formalisant ces interventions sont clôturés. Lors du contrôle des installations, la boulonnerie neuve et la remise en peinture n'ont pas pu être identifiés. De plus, les inspecteurs ont constaté que les écrous de la bride de la commande manuelle du robinet repéré « 5 SEB 001 VE » présentaient un état de corrosion. Les constats A3 et A12 concernaient une présence de corrosion des tirants mobiles situés respectivement sur les pompes repérées « 5 SEB 001 PO » et « 5 SEC 001 PO ». Vous vous étiez engagé à procéder à leurs remplacements ou, en cas d'oxydation superficielle, à un brossage puis une remise en peinture. Lors du contrôle des installations, les inspecteurs ont constaté que ces tirants n'avaient été ni remplacés, ni remis en état. ## - En Voie B : Les constats B2 et B9 concernaient une présence de corrosion au niveau des écrous et des brides des robinets repérés respectivement « 5 SEB 012 VE » et « 5 SEC 002 VE ». Vous vous étiez engagé, dans le premier cas, à un brossage puis une remise en peinture du fait de l'oxydation superficielle constatée et, dans le second cas, à remplacer l'ensemble de la boulonnerie puis à procéder à la remise en peinture. Lors du contrôle des installations, ces remises en conformité n'ont pas pu être identifiées. De plus, les inspecteurs ont constaté que les écrous des brides des commandes manuelles des robinets repérés « 5 SEB 012 VE » et « 5 SEC 002 VE » présentaient un état corrodé. En complément au constat B2, les inspecteurs ont noté que la boulonnerie du corps de la pompe repérée « 5 SEB 004 PO » présentait un état corrodé avancé et n'avait, en tout état de cause, pas fait l'objet d'une intervention visant à sa remise en conformité. Le constat B11 concernait une corrosion généralisée sur plusieurs mètres linéaires de la ligne SEB en liaison avec la vanne repérée « 5 SEB 148 VE ». Lors du contrôle des installations, les inspecteurs ont noté que la tuyauterie en amont de la vanne avait été entièrement remplacée. En revanche, sur la partie de tuyauterie située en aval de la vanne repérée « 5 SEB 148 VE », les inspecteurs ont constaté une corrosion sensible avec perte de matière de la tuyauterie au niveau de la liaison avec le presse étoupe de la pompe. Ce constat aurait dû être identifié dans le cadre de la « démarche innovante ». L'ensemble des constats susmentionnés, relevés par les inspecteurs, nécessite une analyse formalisée de votre part afin de statuer sur les actions à mettre en œuvre afin de les résorber. Demande A1 : Je vous demande de procéder à l'analyse des constats relevés par les inspecteurs et de statuer sur les actions nécessaires à leur traitement. Vous m'informerez des conclusions de vos analyses avant la divergence du réacteur 5. Demande A2 : Dans le cas où vos analyses mettraient en évidence que des OT ont été clôturés alors que les remises en conformité attendues n'ont pas été réalisées, je vous demande de procéder à une revue de l'ensemble des OT issus de la démarche innovante pour vérifier la cohérence entre ces OT et l'état des équipements concernés. ## Traitement Des Écarts De Conformité L'EC n°561 concerne l'absence de qualification des fins de course de plusieurs matériels qualifiés aux conditions accidentelles (MQCA). Cet écart est suivi à travers le PA n°203399 pour ce qui concerne les vannes d'isolement vapeur. Dans le cadre de cet écart, vous avez émis vers vos services centraux une fiche de constat de non-conformité (FCC) concernant ces matériels afin d'assurer la traçabilité des incohérences documentaires mises en évidence dans le cadre du traitement de cet EC. Cette FCC est rattachée au PA cité précédemment. Vous avez indiqué, le jour de l'inspection, être dans l'attente d'une instruction de vos services centraux de cette FCC, qui, le jour de l'inspection, n'était pas formalisée. Les inspecteurs ont constaté que l'écart de conformité était considéré soldé pour le réacteur 5, les modifications matérielles ayant été réalisées et les évolutions documentaires intégrées. Néanmoins, l'instruction de vos services centraux n'étant pas terminé, vous ne pouvez pas clôturer le PA n°203399 avant la divergence du réacteur 5. Demande A3 : Je vous demande de me faire part de l'avis de vos services centraux sur la FCC liée au PA n°203399 et de me transmettre, avant la divergence du réacteur 5, cet avis. Vous me transmettrez le PA clôturé afin de solder cet écart de conformité. ## Examen De Conformité De Tranche (Ecot) - Thème maintien de la qualification en conditions accidentelles (MQCA) Sur ce thème, les inspecteurs ont noté qu'un écart concernant le circuit de refroidissement (CRF) restait à solder. Cette mise en conformité est suivie par l'ordre de travail (OT) n°04721394. De plus, le PA n° 239924 relatif à des non-conformités sur la visserie des organes du système de contournement du condenseur et décharge à l'atmosphère (VCD) n'était pas clos. Ce PA est liée à une FCC que vous avez transmise à vos services centraux afin qu'une instruction soit menée sur l'acceptation de la solution que vous avez mise en œuvre afin de résorber cet écart. Les inspecteurs ont noté que la FCC a fait l'objet d'une instruction de vos services centraux le 5 janvier 2022. Néanmoins, vous avez indiqué aux inspecteurs que la transmission de la fiche de position formalisée était attendue en juillet 2022. Ce délai n'est pas compatible avec un solde du PA avant la divergence du réacteur 5. ## - Thème Tuyauterie Les inspecteurs ont noté que, parmi les 148 anomalies identifiées lors des contrôles ECOT, 3 restaient à solder. Ces mises en conformité sont prévues à travers 3 OT (nos 02927962, 04176413 et 04176952) qui devront être clos avant la divergence du réacteur 5. Concernant spécifiquement l'OT n° 927962-32, le contrôle avait mis en évidence un écoulement de bore dont l'origine était attribuée à une fuite de tuyauterie. Les inspecteurs ont noté que le bore avait été retiré et les équipements nettoyés. Néanmoins, la recherche de l'origine de cet écoulement et sa résorption n'ont pas encore été réalisées. Ces actions doivent être finalisées avant la divergence du réacteur 5. ## - Thème Tenue Au Séisme Des Supportages Et Ancrages Les contrôles réalisés sur ce thème dans le cadre de l'ECOT du réacteur 5 ont mis en évidence de nombreux écarts qui sont suivis au travers de 29 PA. Les inspecteurs ont noté que 15 PA2 n'étaient pas clos. Une majorité de ces PA concerne des remises en conformité ou des justifications des écarts identifiés sur des ancrages contrôlés au titre du programme de base de maintenance préventive (PBMP) n°450-07. Pour ces PA, vous vous appuyez sur une note de justification référencée « FQRSMF21120 ». Les inspecteurs ont noté que cette note n'était pas finalisée pour ce qui concerne les justifications des écarts relevés sur les différents systèmes du réacteur 5. La transmission de ces PA clos ainsi que de la note de justification susmentionnée est prévue avant la divergence du réacteur 5. En complément des écarts mis en évidence dans le cadre de ce thème des contrôles ECOT du réacteur 5, vous avez identifié un nombre sensible d'anomalies. Les inspecteurs ont noté que quinze anomalies n'étaient pas encore résorbées, cinq concernant des supportages et dix des ancrages de tuyauteries. Vous avez indiqué que le traitement de l'ensemble de ces anomalies était en cours. Parmi celles relatives aux ancrages, vous avez indiqué que des analyses étaient toujours en cours par votre service d'ingénierie pour ce qui concerne quatre supports. Ces expertises doivent vous permettre de statuer sur l'acceptabilité des ancrages et, le cas échéant, sur les actions à mettre en œuvre (mise à jour des plans ou remises en conformité). La mise en œuvre de ces actions et la résorption des quinze anomalies suscitées sont attendues avant la divergence du réacteur 5. Demande A4 : Je vous demande de me transmettre, à l'état clôturé, les OT et les PA formalisant le traitement des anomalies et des écarts suscités, ainsi que la note « FQRSMF21120 », avant la divergence du réacteur 5. Concernant spécifiquement le PA n°239924, je vous demande, en lien avec vos services centraux, de finaliser l'instruction de la FCC afférente et de me transmettre la fiche de position de vos services centraux avant la divergence du réacteur 5 Concernant spécifiquement l'OT n°927962-32, je vous demande de résorber l'origine de la fuite. ## Traitement Des Plans D'Actions (Pa) Et Des Demandes De Travaux (Dt) Les inspecteurs ont procédé au contrôle, par sondage, du traitement des écarts et des anomalies détectés au cours de l'arrêt du réacteur 5. Les analyses menées, sur vingt et un PA et dix DT, appellent les demandes suivantes : - PA n°144574 et n°146990 : Ces PA concernent respectivement les pompes repérées « 5 SEC 001 et 002 PO » et traitent d'une problématique d'un couple débit/pression insuffisant de ces pompes. Afin de résorber ces écarts, vous avez procédé à une modification matérielle des roues de pompes. Cette modification nécessite la mise à jour de la documentation d'exploitation et de maintenance afin que cette dernière soit cohérente avec l'état des installations. La mise à jour documentaire est suivie par un PA « équipement » (PAEQT). Les inspecteurs ont constaté que les actions de ce PAEQT n'étaient pas soldées et que vous vous étiez fixé une échéance au 31 décembre 2022. Si la mise à jour de certains documents de maintenance après la divergence du réacteur 5 peut être admise, celle des documents d'exploitation et de conduite n'est pas acceptable. Demande A5 : Je vous demande de mettre à jour la documentation d'exploitation et de conduite impactée par la modification matérielle suscitée, avant la divergence du réacteur 5, et de me transmettre le PA EQT afférent. Le cas échéant, tout report de mise à jour documentaire devra être dûment justifié. ## - Dt N°1165444 Cette DT concerne une problématique d'inétanchéité de la vanne repérée « 5 RRI 103 VN ». Cette vanne se situe en amont de l'aspiration de la pompe repérée « 5 RRI 001 PO » et permet l'isolement de celle-ci lors des opérations de maintenance. Vous avez indiqué aux inspecteurs que l'inétanchéité n'avait pas obéré la maintenance de la pompe réalisée lors de l'arrêt du réacteur 5, et qu'à ce titre, vous aviez décidé de ne pas engager la réparation de la vanne repérée « 5 RRI 103 VN ». En revanche, cette inétanchéité ne vous a pas permis d'intervenir pour supprimer une modification temporaire de l'installation (MTI), suppression qui aurait nécessité une opération de coupe-soude, incompatible avec la présence d'eau. EDF s'est engagée depuis plusieurs années dans une démarche d'amélioration de la gestion des MTI à travers leurs déposes ou leur pérennisation à travers le processus « classique » de gestion des modifications. Les inspecteurs ont constaté que vous aviez reporté le traitement de cette MTI à la prochaine coupure de voie RRI et à la prochaine maintenance de la pompe, qui est planifiée dans dix ans, lors de la prochaine visite décennale du réacteur 5. Cet horizon n'est pas en adéquation avec les objectifs que vous vous êtes fixés pour les MTI. Demande A6 : Je vous demande de m'informer des dispositions prévues afin de solutionner de manière pérenne, d'une part, cette MTI et, d'autre part, l'inétanchéité constatée. Vous me proposerez un délai plus ambitieux pour le traitement de cette inétanchéité. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Traitement Des Écarts De Conformité L'écart de conformité (EC) n°113 concerne une problématique de respect des paramètres de débit et de pression sur les rampes d'aspersion des réseaux d'eau de protection incendie. Cet écart est suivi à travers le plan d'action (PA) n°233279. Afin de résorber cet EC, vous avez notamment décidé de modifier les critères de fonctionnement définis dans les règles générales d'exploitation (RGE). Vous justifiez ces évolutions par une étude hydraulique qui permet de démontrer que ces nouveaux critères permettent de se conformer aux normes en vigueur quant au fonctionnement des circuits de protection incendie. La modification des critères est suivie par un plan d'action documentaire (PADOCN) n° 256033. Les inspecteurs ont constaté que ce PADOCN n'était pas clos et que les RGE n'étaient pas à jour. Cet EC ne peut donc pas être considéré clôturé à ce jour. Vos représentants ont indiqué que ce PADOCN serait traité avant la divergence du réacteur. ## Demande B1 : Je Vous Demande De Me Transmettre, Avant La Divergence Du Réacteur 5, Le Padocn Clôturé Et Les Rge Modifiées. L'écart de conformité local (EL) n°31 concerne le risque de prise en glace des tuyauteries des circuits incendie dans les galeries du bâtiment auxiliaire de conditionnement (BAC). Cet écart est suivi à travers le plan d'action (PA) n°241535. La résorption de cet écart nécessite la mise en œuvre d'une modification matérielle (traçage électrique des tuyauteries) et de modifications des documents d'exploitation associés. Les inspecteurs ont constaté que le PA n'était pas clos car l'intégration des modifications documentaires n'étaient pas finalisée. Demande B2 : Je vous demande de me transmettre, avant la divergence du réacteur 5, le PA clôturé accompagné des références des documents d'exploitation modifiés. ## Traitement Des Écarts - Pa N°77077 : Ce PA concerne le suivi d'indications linéaires au niveau du corps du clapet repéré « 5 EAS 151 VR ». Ces indications font l'objet de contrôles périodiques afin de suivre leur évolution dans le temps. Des contrôles ont été réalisés dans ce cadre du l'arrêt du réacteur 5. Néanmoins, les inspecteurs ont noté que ces contrôles n'avaient pas fait l'objet de traçabilité dans le PA. Demande B3 : Je vous demande de mettre à jour et de me transmettre le PA n°77077 avant la divergence du réacteur 5. ## - Pa N°178234 Ce PA concerne une problématique de fuite sur la tuyauterie en amont de la vanne repérée « 5 PTR 143 VB ». Le traitement définitif de cet écart a consisté à remplacer le tronçon de tuyauterie fuyard. Les inspecteurs ont contrôlé au cours de l'arrêt du réacteur 5 la conformité de cette intervention. Lors de l'inspection, vous avez indiqué que le PA ne pourrait pas être clôturé à la divergence du réacteur car vous étiez dans l'attente des conclusions de l'expertise de ce tronçon, en cours de réalisation par vos services centraux. Demande B4 : Je vous demande de me transmettre, dès que celle-ci sera finalisée, la synthèse de l'expertise du tronçon de tuyauterie et les dispositions que vous prendrez afin d'intégrer ces conclusions dans vos procédures d'exploitation et de maintenance. ## Anomalie Sur 5 Crf 001 Po Au cours de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté, dans les locaux de la voie A en station de pompage, la présence d'une fuite d'eau significative au niveau du presse-étoupe de la pompe repérée « 5 CRF 001 PO ». Vous avez indiqué qu'une intervention était planifiée afin de résorber cette anomalie avant la divergence du réacteur 5. Demande B5 : Je vous demande de me confirmer la résorption de cette anomalie avant la divergence du réacteur 5. ## C. Observations Sans objet. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf pour les demandes préalables à la divergence du réacteur 5, 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-2022-0416	Référence courrier : CODEP-LYO-2022-013909FRAMATOME Monsieur le Directeur Établissement de Romans-sur-Isère ZI Les Bérauds - BP 1114 26104 Romans-sur-Isère cedex Lyon, le 16 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Framatome - INB no 63-U - Activité combustibles de recherche Thème : Respect des engagements Code : INSSN-LYO-2022-0416 du 8 février 2022 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 (INB) en référence [1], une inspection a eu lieu le 8 février 2022 au sein de l'établissement Framatome de Romans-sur-Isère (INB n o 63-U) sur le thème « Respect des engagements » pour l'activité du site liée aux combustibles de recherche. 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 février 2022 réalisée au sein de l'établissement Framatome de Romans-sur-Isère (INB n o 63-U) a porté sur l'examen du respect des engagements pris par l'exploitant auprès de l'ASN. Ces engagements font notamment suite aux dossiers d'autorisation de modification des installations, à l'analyse des évènements significatifs survenus dans les installations et aux demandes issues des inspections menées par l'ASN. Les inspecteurs ont ainsi vérifié par sondage la réalisation des engagements, puis se sont rendus au sein du laboratoire L1. Les inspecteurs ont relevé positivement le travail réalisé sur tous les asservissements de sécurité présentant un seuil modifiable et décrits dans le référentiel du site ; afin de vérifier l'existence d'un contrôle périodique pour chacun de ces asservissements. Toutefois, il ressort de l'analyse des engagements pris que l'exploitant devra établir un planning de mise en conformité de la cheminée du laboratoire L1 et transmettre l'échéance de réalisation des diagnostics complémentaires pour le traitement des non-conformités des ancrages sismiques du bâtiment PCC-PCS. ## A. Demandes D'Actions Correctives Cheminée Du Laboratoire L1 Framatome a pris l'engagement référencé R/ASN/2021-26 de mener une étude de faisabilité de mise en conformité de la hauteur de cheminée du laboratoire L1 avec l'article 2.3.13 alinéa III de la décision n°2013-DC-0360 de l'ASN modifiée et relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base. Il a été déclaré aux inspecteurs que les études menées courant 2021 étaient positives quant aux ancrages sismiques de la cheminée ; ceux-ci n'auront pas besoin d'être repris dans le cadre des travaux de remise en conformité. Toutefois, il reste à ce jour deux options techniques différentes pour les travaux. L'exploitant a lancé des études complémentaires en ce sens. Demande A1 : Je vous demande d'établir un planning de mise en conformité de la cheminée du laboratoire L1 à l'article 2.3.13 de la décision n°2013-DC-0360 de l'ASN modifiée et relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base. Vous me transmettrez l'échéance concernant les études complémentaires. ## Ancrages Sismiques À la suite de l'inspection du 24 juin 2021 concernant les ancrages sismiques du site, Framatome a pris l'engagement de hiérarchiser les non-conformités d'ancrages sismiques identifiées pour le bâtiment PCC-PCS. Par courrier référencé SUR-21/329 du 15 décembre 2021, l'exploitant a transmis la hiérarchisation des non-conformités. Toutefois, des diagnostics complémentaires doivent encore être engagés au cours de l'année 2022 pour certaines non-conformités afin de réaliser les études définitives de justification de la tenue des ancrages. Demande A2 : Je vous demande de prendre un engagement formel pour la réalisation des diagnostics complémentaires pour les ancrages du PCC-PCS. Vous me transmettrez l'échéance correspondante. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Surveillance Des Fissures De L'Atelier Triga À la suite de l'inspection du 15 décembre 2020, il avait été demandé à Framatome de réaliser un suivi de l'évolution des fissures dans l'atelier TRIGA. En réponse à la lettre de suites, Framatome a pris l'engagement référencé R/ASN/2021-031 d'intégrer le suivi des fissures de l'atelier TRIGA dans le plan de surveillance général du génie civil de l'installation et de réaliser un état des lieux avant et après la construction du couloir de liaison entre le bâtiment F2 et la nouvelle zone uranium (NZU). Les inspecteurs ont observé que des contrôles avaient été réalisés par un cabinet extérieur le 8 novembre 2011 à la suite de la construction du couloir de liaison entre le bâtiment F2 et la nouvelle zone uranium. Le rapport de ce cabinet extérieur conclut sur l'absence d'évolution des fissures. Toutefois, des travaux de terrassement vont de nouveau être réalisés courant mars non loin de l'atelier TRIGA (zone d'expédition de la NZU). L'exploitant a donc prévu un nouveau contrôle des fissures au cours du 1er semestre 2022. Demande B1 : Je vous demande de me transmettre le résultat des contrôles des fissures de l'atelier TRIGA qui seront réalisés à la fin des travaux de terrassement de la zone d'expédition de la nouvelle zone uranium. ## Sous-Implantation Des Chevilles D'Ancrage À la suite de l'inspection du 24 juin 2021 concernant les ancrages sismiques du site, il avait demandé à Framatome de vérifier auprès du fabricant Hilti, que la qualification sismiques de catégorie C2 n'est pas remise en cause si la longueur d'implantation de la cheville est inférieure à la longueur requise (entre « hnom1 » et « hnom2-5mm »). Framatome a précisé dans son courrier de réponse référencé SUR 21/284 du 19 octobre 2021 que certaines chevilles Hilti avaient une qualification C2 pour les deux profondeurs d'implantation (hnom1 et hnom2) et que des échanges étaient en cours avec Hilti afin d'effectuer des tests complémentaires (tests internes Hilti), sur des chevilles de diamètres différents, en implantation réduite. Les inspecteurs n'ont pu avoir la formalisation du retour de ces échanges. Demande B2 : Vous m'informerez du résultat des discussions engagées avec Hilti sur les problèmes de sous-implantation des chevilles d'ancrage. ## Sensibilisation À La Culture De Sûreté L'évènement significatif déclaré le 12 janvier 2021 concernait un capteur Ar-CH4 en salle 40 du laboratoire n'assurant plus sa fonction de détection. À la suite de cet évènement, une analyse détaillée des causes probables a été menée et des mesures correctives et préventives ont été lancées. Une action préventive consistait à sensibiliser les intervenants ELI (Equipier local d'intervention) à la culture de sûreté. Afin de rappeler les principes fondamentaux de la culture de sûreté et plus particulièrement sur la rigueur lors de la traçabilité des interventions et la remontée des informations, Framatome a demandé à son prestataire assurant la fonction d'ELI, de décliner systématiquement une sensibilisation auprès des équipiers (Engagement référencé R/ASN/2021-038). Il a été déclaré aux inspecteurs qu'une auto-formation avait été réalisée pour les différents équipiers. Il est prévu par ailleurs une formation plus poussée pour le chef d'équipe et son adjoint : ces derniers devront suivre la formation Framatome « culture de sûreté ». Demande B3 : Vous me confirmerez le suivi de la formation « culture de sûreté » par le chef d'équipe et son adjoint des ELI. ## C. Observations Cette inspection n'appelle pas d'observations. Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. Le chef du pôle LUDD délégué, Fabrice DUFOUR Signé par
INSSN-BDX-2022-0061%20	Référence courrier : CODEP-BDX-2022-008801 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX Bordeaux, le 15 mars 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Golfech N° dossier: Inspection n° INSSN-BDX-2022-0061 du 18 janvier 2022 Respect des engagements Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ; [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ; [3] Note Manuel Qualité Organisation pratique des relations avec l'Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN) du site de Golfech D5067NOTE5464 indice 4 ; [4] Lettre de l'ASN, référencée CODEP-BDX-2021-007141 du 12 février 2021, faisant suite à l'inspection « Respects des engagements » du 26 janvier 2021 ; [5] Courrier EDF, référencé D5067/SSQ/RHN/SDA/21-039 du 8 avril 2021, apportant réponses à la lettre de suite de l'inspection « Respects des engagements » du 26 janvier 2021 ; [6] CRESS référencé D5067DOCDVX/202027 du 27 janvier 2021, faisant suite à l'ESS N°27 de 2020 - Vérification réglementaire non réalisée sur les soupapes SEBIM du 27 novembre 2020; [7] Lettre de l'ASN, référencée CODEP-BDX-2020-057901 du 7 décembre 2020, faisant suite à l'inspection « Maintenance » du 15 octobre 2020 ; [8] CRESR référencé D5067DOCDVX/ESR/2021/08 du 8 novembre 2021, faisant suite à l'ESR N°08 de 2021 - Réalisation d'une activité en ZC sans port effectif du dosimètre opérationnel ; [9] Lettre de l'ASN, référencée CODEP-BDX-2019-033042, faisant suite à l'inspection « Systèmes auxiliaires » du 5 juillet 2019 ; [10] CRESS référencé D454420022893 ind.0 TR1 du 12 octobre 2020, faisant suite à l'ESS N°14 de 2020 - Indisponibilité de 1ASG031PO suite à déclenchement par survitesse du 13/08/2020 ; [11] CRESS référencé D454419061394 ind.0 TR2 du 16 décembre 2019, faisant suite à l'ESS N°29 de 2019 - Gestion inappropriée des clés ETY lors changement état API-SO à l'APR avec un survol cuve en cours du 12/10/2019 ; [12] CRESS référencé D5067CRESS202012 du 31 août 2020, faisant suite à l'ESS N°12 de 2020 - Génération de l'évènement EAS1 de groupe 1 par coupure du 125V sur 1 EAS 052 PO. 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 18/01/2022 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech 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 en objet avait pour objectif de vérifier l'efficacité de l'organisation mise en place, par le CNPE de Golfech, pour suivre et respecter les « positions actions » prises, à la suite des inspections de l'ASN ou à la suite de l'analyse d'événements significatifs déclarés par l'exploitant. Les inspecteurs ont examiné par sondage des « positions actions » en vérifiant notamment le respect des délais de réalisation et la mise en œuvre effective des actions annoncées comme terminées. A l'issue de l'inspection, les inspecteurs considèrent que l'exploitant doit améliorer significativement l'anticipation des demandes de reports d'échéance et la motivation des justifications apportées. En effet, certaines demandes de report sont formulées après l'échéance fixée, avec des justifications insuffisantes. A ce titre, les inspecteurs constatent que plusieurs motifs de report évoqués (charge de travail trop importante, absence du pilote compétent sur la thématique, etc…), mettent en évidence des défaillances d'organisation, de priorisation des tâches et de portage des compétences par le site Par ailleurs, les inspecteurs notent que plusieurs actions ont été clôturées prématurément, comme cela avait déjà été constaté l'année dernière, lors de l'inspection [4] du 26 janvier 2021. Ces constats mettent en lumière une mise en œuvre partielle du plan d'actions que l'exploitant avait établi pour répondre aux demandes de l'ASN. Les inspecteurs insistent sur le fait que le travail doit être poursuivi pour ne pas aboutir à des constats similaires en 2023. Enfin, les inspecteurs s'interrogent sur la pertinence de certains indicateurs de suivi utilisés par le site. Ils notent à l'inverse, l'absence de suivi d'indicateurs jugés plus adaptés. Ils déplorent par ailleurs, que les indicateurs suivis ne soient pas exploités pour en tirer des axes d'amélioration. En revanche, les inspecteurs estiment que les outils de pilotage utilisés par les IRAS (ingénieures en charge des relations avec l'ASN) leur permettent d'assurer de façon satisfaisante le suivi du traitement par les métiers des « positions actions ». Ils remarquent cependant que ce travail pourrait être rendu plus efficace si la communication entre les IRAS et certains métiers du site était plus fluide. Les inspecteurs notent positivement les points suivants : - l'utilisation d'un unique outil informatique pour tracer les demandes (CAMELEON) ; - la mise en place pour certaines actions d'une mesure d'efficacité (MEA), qui permet au site de remettre en question la pertinence de ces actions ; - la communication hebdomadairement en comité de direction du site (CODIR) des demandes de l'ASN en cours de traitement (même si cette action s'avère non suffisante) ; - la présentation « organisation et pilotage du suivi des actions » faite par les IRAS lors de l'inspection ; - la volonté des IRAS d'accompagner les métiers dans le suivi des échéances des actions ASN. ## A. Demandes D'Actions Correctives Demandes De Report D'Actions Non Anticipées La note [3], relative à l'organisation pratique des relations avec l'ASN, précise dans son paragraphe 6.1 : Fiche Action de type Elément de visibilité : « Si l'on s'aperçoit que l'échéance ne pourra néanmoins pas être tenue, il convient de faire une demande de report formalisée avec suffisamment de temps avant l'échéance ». Les inspecteurs ont constaté, que plusieurs demandes de report ont été transmises à l'ASN postérieurement à l'échéance initiale prévue pour la mise en œuvre effective des actions. Pour illustrer leurs propos, ils ont donné pour exemple, les deux actions suivantes : - l'action A0000011223, prise à la suite d'une inspection sur événement environnement de 2016, qui porte sur l'installation d'un robinet du système de traitement des effluents primaires (TEP) ; - l'action A0000173961, prise à la suite de l'inspection de revue de 2019, concernant la réalisation d'une révision complète de tous les dossiers de lignage de tranche en marche. Les échéances de ces deux actions, initialement fixées respectivement au 31/12/2020 et 30/06/2021 ont été reportées respectivement au 30/06/2022 et 31/01/2022 avec une demande de report formulée à l'ASN le 28/09/2021. Vos représentants n'ont pas contesté les faits mais ont indiqué que l'absence de modalité d'alerte, à l'exception d'un changement de couleur de l'action visible 15 jours avant son échéance sur l'outil CAMELEON, était l'une des causes principales des demandes de report non anticipées par les métiers. De manière plus ciblée, concernant la deuxième action, le chef délégué du service conduite a indiqué être « passé à côté » de la demande de report, en raison d'une charge de travail trop importante. Le service Conduite est le service du CNPE qui a le plus grand nombre d'actions ASN à traiter dans son portefeuille. Les inspecteurs ont noté positivement que, depuis octobre 2021, un chef de service délégué supplémentaire a été nommé au service Conduite, ce qui permettra de répartir de façon mieux équilibrée la charge des actions ASN à traiter. Pour mémoire, à la suite de l'inspection « Respect des engagements » de 2021, l'ASN vous avaitz demandé « de prendre les mesures nécessaires afin de respecter […] vos procédures internes pour ce qui concerne les reports d'échéance […] » (demande A1 courrier [4]). Vous nous aviez alors répondu, par courrier [5] que « les difficultés de mise en œuvre n'ont pas été anticipées et les justifications de report réalisées tardivement. Le point détaillé présenté dorénavant en CODIR doit nous permettre de détecter plus efficacement les difficultés de traitement des actions dont l'échéance est proche, de prioriser le traitement de ces actions ou de justifier d'un éventuel report ou réindiçage du CRES1 en amont de la date d'échéance ». Les inspecteurs estiment que l'action prise par le CNPE, visant à ajouter à l'ordre du jour des comités de direction hebdomadaires (CODIR) les actions ASN arrivant à échéance, est nécessaire mais pas suffisante pour répondre de manière satisfaisante à la demande A.1 du courrier [4] de l'ASN, puisque des difficultés dans la gestion du report de l'échéance de certaines actions ont à nouveau été observées lors de la présente inspection. En effet, en 2021, 31% des reports ont été transmises à l'ASN alors que les échéances des actions concernées par ces reports étaient déjà dépassées. A.1 : L'ASN vous demande de mettre en place une organisation garantissant un suivi rigoureux par l'exploitant et une information exhaustive de l'ASN du respect des échéances des actions correctives sur lesquelles le site s'est positionné. Ce suivi devra permettre en cas de besoin de garantir la transmission à l'ASN des informations justifiant du report des actions correctives au regard des intérêts au sens de l'arrêté [2] avant les dates d'échéances initialement prévues pour ces actions. Vous lui ferez part des mesures prises. ## Actions Avec Report D'Échéance - Motif Du Report La note [3] d'organisation pratique des relations avec l'ASN prévoit qu'en cas d'impossibilité de clôturer des « positions actions » dans le délai fixé, une demande de report formalisée avec une analyse des risques liée au report doit être établie. Cette demande doit également faire l'objet d'une information écrite à l'ASN. Les inspecteurs ont souhaité revenir sur les motifs évoqués par le CNPE pour justifier le report des actions suivantes : - Action A0000197896 (action corrective n°4 du CRESS référencé [6]) visant à réaliser une formation réactive sur la communication opérationnelle pour les chargés d'affaires du service Travaux, s'appuyant entre autres sur le retour d'expérience de cet ESS2 en intégrant un point sur la traçabilité et le suivi des demandes ; - Action A0000203606 (action prise dans le cadre de la réponse à la demande A.2 de la lettre de suite de l'inspection Maintenance du 15/10/2020 référencée [7]) visant à communiquer sur les actions effectives réalisées dans le cadre de l'accompagnement sur les analyses de suffisance. L'échéance initiale de la première action (A0000197896) était fixée au 30/09/21. Le CRESS [6] a été réindicé pour afficher une nouvelle échéance au 31/03/22. Le motif du report indiqué à l'ASN est « l'absence du pilote ». Interrogés sur les compétences requises pour dispenser la formation, vos représentants ont répondu qu'il était nécessaire que la formation soit réalisée par un spécialiste conseiller en facteurs organisationnels et humains (CFH) et que malheureusement, la CFH du site de Golfech est en arrêt de travail depuis mai 2021. Les inspecteurs ont alors demandé pour quelles raisons, la formation n'avait pas été dispensée par un autre CFH. En effet, depuis l'été 2021, le CNPE de Golfech bénéficie de l'accompagnement d'un CFH affecté auparavant sur le CNPE de Dampierre (présent physiquement 15 jours / mois) et d'un CFH affecté actuellement sur le CNPE de Penly (aide régulière à distance). Vos représentants ont indiqué que ces deux personnes avaient déjà une charge de travail importante à rattraper depuis l'absence de la CFH de Golfech. Concernant l'action A0000203606, la première échéance initialement fixée au 30/11/2021 a fait l'objet d'une demande de report le 10/12/2021 pour une nouvelle échéance au 30/10/2022. Le motif du report est l' « absence du pilote site du thème requalification ». Ce motif peut signifier qu'il n'y a qu'une seule personne compétente sur le site de Golfech pour sensibiliser les chargés d'affaire à la mise en œuvre du nouveau fondamental visant à renforcer les analyses de suffisances dans l'élaboration des programmes de requalification. En outre, les inspecteurs se sont interrogés sur les conditions de pilotage de l'arrêt pour rechargement de combustible du réacteur 2, qui a eu lieu entre mai et décembre 2021, sans « pilote site du thème requalification », malgré les très nombreux matériels à requalifier. Vos représentants ont répondu que, même si l'action A0000203606 n'est pas finalisée, des mesures ont été engagées depuis avril 2021, avec notamment la mise à jour du fondamental transverse « requalification ». En outre, plusieurs agents affectés dans les services ont pris le relais sur le thème « requalification » pendant l'arrêt du réacteur 2, en l'absence du pilote. Les inspecteurs ont indiqué que la thématique « requalification » est un sujet transverse qui n'est pas propre au service Travaux ; ils considèrent que la sensibilisation au nouveau fondamental « requalification » aurait pu être dispensée par une autre personne. Par ailleurs, ils se sont interrogés sur l'absence de « co-pilotage » sur cette thématique qui présente des enjeux forts. Enfin, les inspecteurs ont alerté vos représentants sur la nouvelle échéance proposée (30/10/2022) qu'ils considèrent trop lointaine, au regard de la visite décennale du réacteur 1 qui débute fin février 2022 et pour laquelle, le sujet de la « requalification » mérite d'être totalement maîtrisé. Au regard de ces constats, les inspecteurs considèrent que les deux motifs de report évoqués ne sont pas recevables. L'acquisition d'une compétence sur une thématique ne peut pas reposer sur une unique personne. A.2 : L'ASN vous demande de conditionner vos décisions sur le report d'actions correctives issues des inspections de l'ASN ou des comptes rendus d'événements significatifs à une analyse des impacts de ces reports sur les intérêts protégés au sens de l'arrêté [2] et non pas à des absences ponctuelles de personnels ; A.3 : L'ASN vous demande de mener une réflexion sur la suffisance des ressources humaines existantes sur le site pour mener à bien les actions correctives décidées et assurer un pilotage suffisant des thèmes à enjeux imposés par votre référentiel ; A.4 : L'ASN vous demande de revoir l'échéance de l'action A0000203606 de manière à ce qu'elle soit cohérente avec les activités de la visite décennale du réacteur 1 de 2022. Actions décidées à la suite d'inspections de l'ASN ou à la suite d'événements significatifs, clôturées prématurément L'article 2.6.5 de l'arrêté [2] prévoit que : « I. 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 ; - les enseignements tirés ainsi que les actions préventives, correctives et curatives décidées et le programme de leur mise en œuvre. II. L'exploitant s'assure de la mise en œuvre effective des actions préventives, correctives et curatives décidées. Si certaines de ces actions ne peuvent être réalisées dans les délais mentionnés dans le rapport susmentionné, l'exploitant transmet à l'Autorité de sûreté nucléaire une mise à jour de ce rapport comportant en particulier les nouvelles échéances. » Par ailleurs, la note [3] d'organisation pratique des relations avec l'ASN prévoit qu'en cas d'impossibilité de clôturer des « positions actions » dans le délai fixé, une demande de report formalisée avec une analyse des risques liée au report doit être établie. Cette demande doit également faire l'objet d'une information écrite à l'ASN. En outre, « le report de toute action décidée suite à CRES doit non seulement faire l'objet d'un courrier écrit à l'ASN mais conduit également à réindicer le CRES afin d'y faire figurer la nouvelle échéance de l'action ». Les inspecteurs ont examiné les actions suivantes : - Action A0000273524 (action corrective n°1 du CRESR référencé [8]) visant à faire un rappel sur le respect des procédures au personnel de gardiennage ; - Action relative au remplacement des capteurs de mesure de débit du système d'eau brute secourue SEC (en réponse à la demande A.3 de la lettre ASN rédigée à la suite de l'inspection « Respects des engagements » de 2021 [4]) ; Concernant la première action (A0000273524), les inspecteurs ont demandé à consulter la feuille d'émargement justifiant que l'ensemble du personnel de gardiennage a bénéficié du rappel demandé. Ils ont pu constater que de nombreuses personnes étaient absentes ou en congés les jours où les rappels ont eu lieu. L'action n'a pas été menée à son terme. Elle a pourtant fait l'objet d'un contrôle 1er et 2nd niveau, sans que sa suffisance ne soit remise en question. Vos interlocuteurs ont rappelé aux inspecteurs les différents niveaux de contrôle dans le traitement des actions : - le rédacteur de l'action : c'est le pilote de l'action, c'est-à-dire qu'il est en charge de suivre l'action jusqu'à sa mise en œuvre effective ; - le contrôleur de l'action : c'est le Chef De Service (CDS) ou le Chef De Service Délégué (CDSD) ; - l'approbateur de l'action : c'est le chef de mission du macro processus concerné. Enfin, un contrôle final est effectué par l'IRAS avant l'envoi du courrier de réponse à l'ASN et le solde de la demande. Précisément, les inspecteurs ont noté que l'action A0000273524a été identifiée comme finalisée par le pilote le 29/12/2021 (pour une échéance fixée au 31/12/2021), que le CDSD l'a « contrôlée » le 02/01/2022 et que le chef de mission prévention des risques l'a « approuvée » le 04/01/2022. L'action A0000273524 montre d'une part, que l'analyse de sa suffisance a été défaillante à trois niveaux et d'autre part, que le pilote de l'action a fait valider son contenu trop tardivement. En effet, vos représentants ont confirmé qu'il arrivait très régulièrement que les pilotes d'actions fassent valider leurs actions finalisées, pour contrôle et approbation, avant l'échéance fixée mais trop tardivement pour que l'action puisse être revue si nécessaire. En outre, cette action n'a pas fait l'objet d'une demande de report formalisée à l'ASN. Le CRESR a toutefois été ré-indicé et transmis à l'ASN, à la suite de l'inspection, par courrier du 3 février 2022. Concernant la deuxième action, dans sa lettre [4], l'ASN demandait, spécifiquement, que le site l'informe des échéances associées « au remplacement des capteurs de mesure de débit SEC ». Vous nous avez répondu par courrier [5] que vous étudiez « la possibilité sur Golfech 1 de remplacer les sondes US internes par des sondes US externes […]. Ce sujet fera l'objet d'un passage en Direction Performance Technique dans les prochains mois ». Interrogés sur cette action, déjà ancienne puisqu'elle a été initialement formulée par l'ASN par courrier [9] du 26 juillet 2019, à la suite de l'inspection « Systèmes auxiliaires », vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que l'action avait été clôturée en l'état. Les inspecteurs ont répondu que la clôture prématurée de cette action, sans nouvelle échéance, ne permettait pas d'en assurer un suivi rigoureux. A.5 : L'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience des constats faits par les inspecteurs, concernant la clôture prématurée des actions correctives alors que les mesures correctives n'ont pas été mises en œuvre ou ne l'ont été que partiellement. Vous lui communiquerez votre analyse et lui préciserez les mesures correctives que vous aurez apportées. ## Indicateurs - Respect Des Délais De Réponse À L'Asn Le site de Golfech annonce un taux global de respect des échéances ASN de 87% en 2021. Il était de 93% en 2020 et de 97% en 2019. Les inspecteurs ont questionné vos représentants sur l'origine de la baisse du pourcentage depuis trois ans mais ils n'ont pas obtenu de réponse. Un autre indicateur a questionné les inspecteurs : « taux de réponses ASN envoyées en retard / mois ». Cet indicateur est suivi par chaque service de manière différenciée. Les inspecteurs ont constaté que d'un service à l'autre, le pourcentage pouvait varier de 0% à 40% (données pour le mois de décembre 2021). Cet indicateur est transmis mensuellement à la direction du site dans le cadre du PRS (Plan Rigueur Sûreté mis en place à Golfech depuis le 1er juillet 2019) mais les inspecteurs n'ont pas eu d'élément de réponse quant à l'analyse qui en était tirée. A.6 : L'ASN vous demande de lui transmettre votre analyse des indicateurs « taux de respect des échéances ASN global » et « taux de réponses ASN envoyées en retard/mois » et les éventuelles mesures correctives que vous comptez mettre en œuvre pour les améliorer notablement. Par ailleurs, le site de Golfech suit un indicateur intitulé « nombre de questions ASN type D / mois ». Vos représentants ont indiqué que cet indicateur correspondait au nombre de questions posées par les inspecteurs à la suite des réponses apportées par le CNPE aux lettres de suites d'inspections de l'ASN Les inspecteurs s'interrogent sur la pertinence de cet indicateur. A l'inverse, ils notent l'absence d'indicateur relatif au taux et aux délais de réponse aux questions et demandes de l'ASN, formulées la majeure partie du temps par courriers électroniques, dans la cadre du suivi quotidien du site (par exemples, dans le cadre des arrêts de réacteurs, des tranches en marche, des déclarations d'événements significatifs, etc…) qui sont tout aussi importants que le respect des délais de déclarations, de réponses à une lettre de suite d'inspection, des engagements ASN, etc. ## A.7 : L'Asn Vous Demande D'Étudier L'Opportunité De Suivre Un Indicateur Lié Au Taux Et Aux Délais De Réponse Aux Sollicitations De L'Asn Transmises Par Courrier En Dehors Des Lettres De Suite D'Inspection Ou Par Courriel. Taux De Report Des Actions Bien que le taux de report des actions soit en amélioration, 2.4% en 2021, 2,8% en 2020 et 4.3% en 2019, les inspecteurs ont constaté que vos services ne respectent pas les exigences portées par les procédures internes sur le « report unique ». Pour rappel, à la suite de l'inspection « Respect des engagements » de 2021, et par courrier [5], vous nous aviez indiqué : « la règle que nous nous sommes fixée est que nous nous autorisions qu'un seul report pour les actions de type Eléments de Visibilité ASN». A.8 : L'ASN vous demande de mettre en place les mesures nécessaires pour respecter vos engagements et procédures internes autorisant un seul report possible pour les actions ASN. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Suivi Des Échéances Des Actions - Lissage De La Charge De Travail Les inspecteurs ont questionné les IRAS dans leur mission d'accompagnement et de rappels auprès des services, concernant les échéances des actions ASN. Les inspecteurs constatent que les outils de suivi utilisés (tableau créé pour le suivi des demandes des lettres de suite d'inspections, extraction hebdomadaire des actions sous CAMELEON, etc…) permettent un suivi rigoureux par les IRAS et que des relances régulières sont faites auprès des pilotes d'actions au sein de chaque service. Les inspecteurs se sont interrogés sur la raison du nombre de demandes de reports beaucoup plus élevé pendant le mois de décembre 2021, comparativement au reste de l'année. Les réponses qui leur ont été apportées sont les suivantes : - il est fréquent que les pilotes d'actions programment les échéances au 30 juin ou au 31 décembre de l'année N. Ainsi, un « goulet d'étranglement » se fait fréquemment sentir à miannée et en fin d'année, avec un nombre important d'actions à solder à la même période ; - les IRAS ayant constaté un retard dans l'avancement des actions à échéance fin 2021, ont organisé des réunions bilatérales avec les pilotes d'actions concernés pour faire le point sur ces actions et éventuellement formuler des demandes de reports. Concernant le premier point, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que la direction s'était saisie du sujet pour essayer de lisser la charge de travail sur l'année. Concernant le deuxième point, les inspecteurs considèrent que les réunions bilatérales, bien que mises en place peut-être tardivement en 2021, semblent avoir été constructives puisqu'elles ont permis de faire un suivi rapproché à la maille « service » et d'anticiper certaines demandes de reports. Les inspecteurs ont toutefois noté que la proposition de réunion bilatérale par les IRAS était perçue plus ou moins positivement selon les services. B.1 : L'ASN vous demande de l'informer des évolutions prévues en termes d'organisation sur le site afin d'améliorer la maitrise par les métiers des échéances des actions correctives décidées et la transmission des informations aux IRAS et ## À L'Asn. Audit Interne Du Ssq Pour rappel, la même demande a déjà été formulée lors de l'inspection « Respects des engagements » du 26 janvier 2021. En effet, de la demande A.3 de lettre de l'ASN [4] était formulée ainsi « l'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience du constat fait par les inspecteurs concernant la clôture prématurée des actions correctives décidées à la suite d'inspections ASN alors que les mesures correctives n'ont pas été mises en œuvre ou ne l'ont été que partiellement […] ». Et, par courrier [5] vous nous aviez répondu : « Pour remédier à ces difficultés et ainsi nous assurer du traitement effectif de nos actions, nous mettons en œuvre en 2021, le plan d'actions suivant : -renforcer le pilotage et le suivi rapproché des actions au travers notamment des points d'avancement réguliers et alertes remontées de façon hebdomadaire en CODIR […] ; -relever notre niveau d'exigence vis-à-vis de la qualité de traitement de nos actions ainsi que la traçabilité et ceci à chaque étape de traitement de l'action […] ; -Améliorer le traitement en continu de nos actions (éviter les soldes aux derniers moments) et anticiper nos éventuelles demandes de report d'échéance d'EV. Et dans le cas d'une demande de report, mieux formaliser nos demandes avec une analyse d'impact systématique ; -travailler sur le positionnement du contrôle « ultime » par l'IRAS afin de s'assurer du traitement effectif de l'action jusqu'à son terme. Le déploiement de ce plan d'actions est piloté par les IRAS sur toute l'année 2021, une nouvelle vérification de la clôture de nos éléments de visibilité traités cette année sera réalisé pour janvier 2022 [échéance : 14/01/2022], afin de s'assurer de l'efficacité des actions menées pour augmenter la qualité de traitement de nos EV. Les inspecteurs ont demandé aux IRAS le niveau d'avancement de ce plan d'actions. Après discussions, il est apparu que l'ensemble des objectifs annoncés n'a pas été atteint. La raison évoquée est la prolongation de la visite partielle du réacteur 2 qui n'a pas permis aux IRAS de s'investir autant qu'elles l'auraient souhaitées. Les inspecteurs ont également pris connaissance d'un audit interne, réalisée par le SSQ (Service Sûreté Qualité), sur ce plan d'actions. Il fait état (notamment) des constats suivants : - concernant le premier point : « le pilotage en CODIR ne permet pas forcément d'éradiquer les non-respects d'échéance (manque d'anticipation) mais il semblerait qu'il permette d'éviter les dérives » ; - concernant le second point : « la traçabilité des contrôles 1er niveau n'est pas toujours satisfaisante », « 93% des actions ont un traitement conforme avant contrôle niveau 1 et 100% ont un traitement conforme après le contrôle niveau 2 ». Les inspecteurs considèrent que la réalisation de cet audit est une démarche très positive. Ils considèrent toutefois que l'audit aurait mérité de porter également sur les points 3 et 4 et regrettent que le travail qui en découle n'ait pas été exploité pour en tirer des conclusions et proposer des axes d'amélioration pouvant répondre aux quatre objectifs que le site s'était fixé, en réponse à la demande de l'ASN. B.2 : L'ASN vous demande de vous prononcer sur l'opportunité de poursuivre l'audit SSQ qui a porté sur le plan d'actions, transmis en réponse à la demande A.3 de la lettre [4] en l'élargissant à l'ensemble du plan d'actions prévu ; B.3 : L'ASN vous demande de l'informer des actions d'amélioration proposées par le service SSQ à la suite de l'audit et de celles qui ont été retenues par l'exploitant. ## Mea (Mesure D'Efficacité D'Action) Vos représentants ont précisé aux inspecteurs que Golfech est l'un des rares CNPE à faire apparaitre les MEA (Mesure d'efficacité des Actions) dans ses CRES. L'objectif qu'il s'est fixé est le suivant : à minima une MEA par CRES. Les inspecteurs ont examiné les MEA suivantes : - A0000167117 (MEA de l'action 3 du CRESS [10] qui a fait suite à l'ESS N°14 de 2020) qui a pour but de mettre en place un échange avec la conseillère « facteurs organisationnels et humains » pour partager sur la pertinence des préconisations qu'elle a formulées à la suite d'un travail d'identification de freins organisationnels et humains qui conduisent à ne pas utiliser un support pour réaliser certaines activités en salle de conduite. - A000095091 (MEA de l'action 3 du CRESS qui a fait suite à l'ESS N°29 de 2019 référencé [8]) visant à mettre en place un support commun de traçabilité entre Chef d'Exploitation et Coordinateur Bâtiment Réacteur pour un survol cuve a été réalisée. Concernant la première MEA (A0000167117), les inspecteurs ont constaté que l'échéance de sa réalisation a été dépassée (31/12/2021), sans demande de report formalisée. Vos représentants ont répondu aux inspecteurs qu'il n'y a pas d'exigence réglementaire en termes de communication à l'ASN concernant l'échéance d'une mesure d'efficacité non respectée. Ils ont toutefois précisé que le report serait formalisé en interne et que le CRESS révisé serait transmis à l'ASN. Concernant la seconde MEA, vos représentants ont expliqué aux inspecteurs qu'elle avait permis de mettre en évidence l'insuffisance de l'action associée, et qu'une action complémentaire (nécessité d'une signature par les deux acteurs) devait être définie. Ils ont conclu que l'action 3 serait complétée et que le CRES serait ré-indicé en conséquence. De manière générale, les MEA mises en place par le CNPE permettent d'avoir un regard critique sur la pertinence des actions proposées issues des CRES et permettent, le cas échéant, de les modifier. Les inspecteurs notent avec satisfaction l'utilisation des MEA par le site. ## B.4 : L'Asn Vous Demande De Lui Transmettre Les Cress [10] Et [11], Ré-Indicés. Une autre MEA (A0000158923) a été examinée par les inspecteurs. Cette MEA est liée à l'action 3 (amélioration du processus DMT STE sur le site) du CRESS [12] et vise à vérifier la conformité de la mise en œuvre de trois MT STE lors d'une activité de modification nationale. Les inspecteurs ont analysé les résultats de la MEA, dont l'échéance était fixée au 31/12/2021. Les conclusions sont qu'elle a été réalisée correctement mais que les critères à satisfaire pour cette MEA ne sont pas satisfaisants. En effet, l'analyse des trois MT STE (complétude du dossier, formalisation de la prise en compte de l'analyse sûreté, réalisation et formalisation du débriefing par le métier pilote) conclut que certains d'entre eux n'ont pas été respectés. Vos représentants ont précisé que la MEA allait être réalisée à nouveau à échéance 30/11/2022 (création d'un nouveau n° d'action : A0000289789), après avoir renforcé les exigences du processus auprès des acteurs. Les critères de satisfaction de la MEA resteront les mêmes et porteront sur 3 DMT. Selon les résultats de la MEA, l'action associée pourra être revue ou complétée par une nouvelle action. B.5 : L'ASN vous demande de lui transmettre l'analyse de la MEA (A0000289789) qui sera réalisée en 2022. Le cas échéant, vous l'informerez de la prise en compte d'une action complémentaire nouvelle. C. OBSERVATIONS C.1 Les inspecteurs ont noté que l'audit SSQ affichait un résultat suivant : « 100% des actions ont un traitement conforme après contrôle niveau 2 ». Les inspecteurs ont par ailleurs constaté que le traitement de l'action A0000273524 n'a pas été conforme, contrôle second niveau inclus. ** Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr**). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée. L'adjoint au chef de la division de Bordeaux ## Signe Par Bertrand FREMAUX
INSSN-LYO-2022-519	Lyon, le 10 mars 2022 Référence courrier : CODEP-LYO-2022-011712 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 nos119 et 120) Inspection n° INSSN-LYO-2022-0519 du 3 février 2022 Thème : « Respect des engagements » Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. [2] Lettre ASN - CODEP-LYO-2021-026369 du 3 juin 2021 faisant suite à l'inspection référencée INSSN-LYO-2021-0503 [3] Lettre ASN - CODEP-LYO-2020-044951 du 23 septembre 2020 faisant suite à l'inspection référencée INSSN-LYO-2020-0490 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 3 février 2022 sur la centrale nucléaire de Saint Alban 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 en objet portait sur le respect des engagements pris par EDF à la suite des inspections menées par l'ASN sur la centrale nucléaire de Saint Alban ainsi que sur la mise en œuvre des actions correctives décidées à la suite de l'analyse des événements significatifs. Les inspecteurs ont vérifié, par sondage, la réalisation effective des actions prévues ainsi que le respect des délais annoncés à l'ASN. Au vu de cet examen, il apparaît que l'exploitant dispose d'une organisation rigoureuse en ce qui concerne le suivi de ses engagements. L'examen des documents justifiant du respect des engagements a été facilité par une bonne traçabilité des documents de preuve liés aux engagements sur le logiciel « Caméléon ». Les analyses menées et les actions mises en œuvre pour y répondre sont apparues pertinentes. Néanmoins, quelques demandes ponctuelles d'actions correctives et d'informations complémentaires sont formulées ci-après. ## A. Demandes D'Actions Correctives Evènement significatif pour l'environnement (ESE) survenu le 23 septembre 2020 lié à des défauts d'assurance de la qualité sur les contrôles périodiques des colis primaires de l'aire TFA et des conteneurs du site - ESINB-LYO-2020-0966 (RESE 0-001-20) Dans le rapport de l'évènement significatif pour l'environnement référencé D5380RESE000120 ind 0 du 8 décembre 2020, vous vous étiez engagé à assurer par échantillonnage le contrôle des justificatifs des contrôles d'étanchéité des colis primaires et conteneurs au plus tard pour le 31 décembre 2021. Lors de l'inspection, la synthèse des contrôles effectués conteneur par conteneur a été présentée aux inspecteurs (tableau « contrôle par échantillonnage des PV de maintien des conteneurs de l'AOC-2 »). Ceux-ci ont été réalisés entre juillet et octobre 2021. Dans le tableau présenté, la colonne faisant référence aux examens et entretiens annuels n'était pas explicitement renseignée, ce qui n'a pas permis aux inspecteurs de savoir si ceux-ci étaient correctement réalisés ou non. Demande A1 : Je vous demande de clarifier les éléments figurant dans le tableau de synthèse des contrôles des conteneurs pour ce qui concerne les examens et entretiens annuels afin d'établir une vision précise de leur conformité. Evènement significatif pour la sûreté survenu le 14 juillet 2021 lié à l'atteinte du seuil P12 lors de la remontée de charge de la tranche 1 - ESINB-LYO-2021-0683 (RESS-1-008-21) Dans le rapport de l'évènement significatif pour la sûreté référencé D5380RESS100821 ind 0 du 15 septembre 2021, vous vous étiez engagé à mettre en place, au plus tard au 31 janvier 2022, un enregistreur et à analyser le comportement de la régulation de l'extracteur d'eau du condenseur (CEX) lors du redémarrage de la tranche 1 après l'arrêt 1R2521. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont noté que l'enregistreur était en place depuis le 10 septembre 2021 et que vous aviez décidé de mettre en place courant février 2022 un sommateur pour compléter les données acquises. Demande A2 : Je vous demande de me transmettre les conclusions de votre analyse du comportement de la régulation de l'extracteur d'eau du condenseur, à partir des données de l'enregistreur et du sommateur mis en place. Inspection INSSN-LYO-2021-0503 du 18 mai 2021 sur le thème de la gestion des gaz à effet de serre fluorés Par courrier en référence [2], je vous ai demandé d'identifier et de préciser les groupes froids fuyards et de donner le planning de leur manchonnage. Vous vous étiez engagé à manchonner 2DEL904GF pour le 15 décembre 2021. Lors de l'inspection, vous nous avez indiqué que le manchonnage avait bien été réalisé en décembre 2021 mais que la requalification avait été repoussée à février 2022 faute de conditions de requalification requises possibles jusqu'à cette date. Demande A3 : Je vous demande de me transmettre les justificatifs de requalification de 2DEL904GF dès que celle-ci aura eu lieu. ## B. Demandes D'Informations Complementaires Evènement significatif pour la sûreté survenu le 15 juillet 2019, lié à l'indisponibilité de la TAC à la suite d'une erreur de conception dans le cadre de la modification PNPP2666F (DUS) - ESINB-LYO-2020-0628 (RESS-1-009-20) Dans le rapport de l'évènement significatif pour la sûreté référencé D5380RESS100920 ind 0 du 10 septembre 2020, vous vous étiez engagé à demander, au plus tard au 30 septembre 2020, à la Division Ingénierie du Parc Nucléaire, de la Déconstruction et de l'Environnement (DIPDE) d'EDF l'instruction d'une solution pérenne afin de garantir l'embrochage de la partie mobile de l'ensemble des cellules 6,6kV des réacteurs de Saint-Alban dans la partie fixe de 1 et 2LHA003JA. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont noté que la demande susmentionnée avait bien été faite. Selon vos représentants, l'instruction de la DIPDE serait toujours en cours (reste à définir les conditions de requalification du système). Le site attend le retour définitif pour programmer la fin de la modification sur une prochaine Visite Partielle (VP) Demande B1 : Je vous demande de me communiquer le nouveau calendrier de déploiement de la modification. Inspection INSSN-LYO-2020-0490 du 8 septembre 2020 sur le thème de la conduite en situation ## Incidentelle Et Accidentelle Par courrier en référence [3], je vous ai demandé d'analyser le retour d'expérience des problématiques rencontrées au redémarrage du réacteur 1 après le déploiement de la modification PNPP 2485 A-A1 (fiabilisation des chaînes de mesures de radioactivité (KRT) au niveau des pinces vapeurs) ainsi que les actions correctives prises en vue de son déploiement sur le réacteur 2. Je vous ai également demandé de vous interroger sur l'adéquation du processus de requalification de la modification qui a conduit à la valider totalement et sans réserve sur le réacteur 1. Lors de l'inspection, vous nous avez précisé que le déploiement de cette PNPP était suspendu et qu'une revue de conception devait avoir lieu le 4 février 2021. Le déploiement sur la tranche 2 ne pourrait alors être fait qu'en 2025, lors de la visite partielle de ce réacteur. Demande B2 : Je vous demande de me tenir informé des suites données au déploiement de la PNPP 2485 A-A1 sur la tranche 2. ## 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-OLS-2022-0659	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-008328 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de Dampierre-enBurly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE Orléans, le 14 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n°85 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0659 du 2 février 2022 « Préparation de la visite partielle du réacteur n°4 en 2022 » 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-0444 de l'autorité de sûreté nucléaire du 15 juillet 2014 [4] Lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteur de l'année 2022 [5] Dossier initial d'arrêt de tranche 4 - présentation de l'arrêt et liste des travaux - rechargement n°37 - VP 2022 à l'indice a, référencé D5140/CR/21.130 [6] Arrêté du 1 mars 2004 relatif aux vérifications des appareils et accessoires de levage ## Monsieur Le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 2 février2022 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « Préparation de la visite partielle du réacteur n°4 en 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 en objet concernait la préparation de la visite partielle (VP) du réacteur n°4 du CNPE de Dampierre-en-Burly qui débutera en avril 2022. Cette inspection a consisté en un contrôle sur pièces et par sondage de divers documents en lien avec la préparation de l'arrêt. Cette inspection vise 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 abordées durant cette inspection. Les inspecteurs ont réalisé par sondage une analyse : - de la prise en compte dans le dossier de présentation d'arrêt (DPA) [5] des activités à enjeux abordées dans la lettre de position générique 2022 [4] 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 [5] ; - de la réalisation de modifications sur des équipements préalablement à l'arrêt de tranche et prévues pendant l'arrêt ; - de la programmation de la résorption des écarts de conformité concernant le réacteur n° 4 ; - des plans d'actions des constats et écarts concernant des EIP (Elément Important pour la Protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement), non à résorption sur l'arrêt. Cet examen appelle les remarques reprises dans la présente lettre. Par ailleurs, je vous rappelle que le contenu de la mise à jour à l'indice b du DPA que vous transmettrez à l'ASN une semaine avant le découplage du réacteur devra prendre en compte la lettre de position générique 2022 [4] ainsi que les remarques faites durant l'inspection puisque ces éléments seront particulièrement vérifiés lors des phases de redémarrage de l'installation. ## A. Demandes D'Actions Correctives Maintenance Du Pont Polaire Dmr Du Réacteur N°4 Le pont de manutention principal dit « pont polaire » (4DMR001PR) situé dans le bâtiment réacteur n° 4 permet de mener les opérations de levage de gros équipements lors des arrêts pour maintenance. Ce pont fait l'objet d'une maintenance préventive définie par le CNPE. Il fait également l'objet de vérifications réglementaires générales périodiques avant son utilisation en début d'arrêt imposées par l'arrêté en référence [6]. Lors de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n°4 en 2022, le pont polaire DMR fera l'objet d'une maintenance préventive appelée « visite 20 cycles ». Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que cette maintenance sera réalisée en deux temps, et que dès l'issue de la première partie, le pont polaire sera utilisé pour réaliser des activités en lien avec l'arrêt. Demande A1 : je vous demande de justifier, au titre de la sûreté et de la sécurité du personnel, le fait de pouvoir utiliser le pont polaire DMR quand bien même la maintenance préventive n'aura pas été réalisée dans son ensemble. Les inspecteurs ont demandé à vos représentants de transmettre le dernier rapport réalisé par l'organisme accrédité relatif au pont DMR. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que seule une partie des observations faites par l'organisme accrédité avait été traitée à ce jour, sans pouvoir indiquer aux inspecteurs si les observations restantes seront traitées avant l'utilisation du pont polaire DMR. Par ailleurs, les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur le traitement de deux fortuits survenus sur le pont DMR et indiqués dans le DPA [5], relatifs au remplacement de motoventilateurs sur la poutre et à l'extraction et remplacements de goujons. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs si ces interventions seraient réalisées avant l'utilisation du pont polaire DMR. Demande A2 : je vous demande de disposer d'un planning de résorption des anomalies sur le pont polaire 4DMR001PR en indiquant les dates de résorption ainsi que les mesures compensatoires acceptables en attendant la réalisation des travaux. ## Radioprotection La radioprotection vise à empêcher ou à réduire les risques sanitaires liés aux rayonnements ionisants, en s'appuyant sur trois grands principes : justification, optimisation et limitation des doses de rayonnements. L'article L. 1333-2 du code de la santé publique dispose que « les activités nucléaires satisfont aux principes suivants : […] Le principe d'optimisation, selon lequel le niveau de l'exposition des personnes aux rayonnements ionisants résultant d'une de ces activités, la probabilité de la survenue de cette exposition et le nombre de personnes exposées doivent être maintenus au niveau le plus faible qu'il est raisonnablement possible d'atteindre, compte tenu de l'état des connaissances techniques, des facteurs économiques et sociétaux et, le cas échéant, de l'objectif médical recherché ». L'article L. 4451-1 du code du travail étend l'application de ce principe aux règles de prévention des risques pour la santé et la sécurité des travailleurs. Opérations de lançage des générateurs de vapeur Des opérations de lançage des générateurs de vapeur sont programmées au cours de l'arrêt du réacteur n°4. Ces opérations ont pour but d'éliminer les boues pouvant s'accumuler à l'intérieur des générateurs de vapeur. La mise en eau des épingles primaires des générateurs de vapeur permet de réduire l'exposition aux rayonnements ionisants des intervenants lors de ces opérations de lançage. Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué l'objectif du site de réaliser le maximum de lançage avec des épingles pleines en eau, tout en indiquant que le nombre d'épingles n'était pas encore fixé à date. Demande A3 : je vous demande de privilégier la réalisation des lançages des générateurs de vapeur avec des épingles primaires en eau afin de réduire l'exposition aux rayonnements ionisants des intervenants. Le cas contraire, je vous demande de justifier l'impact en termes de sûreté et de radioprotection de la réalisation de cette opération avec des épingles vides. Je vous demande par ailleurs de me transmettre les conclusions du comité ALARA relatif à cette activité. ## Modification Pnpp 1797 La modification PNPP 1797 a pour objet l'installation d'un boremètre sur la ligne de décharge du circuit de contrôle volumétrique et chimique (RCV), afin d'assurer des mesures redondantes du taux de bore dans le circuit primaire, en parallèle des mesures réalisées par le boremètre d'échantillonnage nucléaire (REN). Le boremètre RCV est constitué d'un dispositif de mesure neutronique et de température du fluide, de deux unités de traitement, redondantes et indépendantes, et du contrôle-commande générant les alarmes renvoyées en salle de commande. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que cette modification était réalisée lorsque le réacteur était en puissance et incluait la mise en place de la source neutronique. L'étalonnage du boremètre sera quant à lui réalisé lors de l'arrêt du réacteur n°4. Les inspecteurs ont rappelé à vos représentants lors de l'inspection que la mise en service du boremètre RCV était conditionnée à une autorisation de l'ASN. Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur le fait de d'ores et déjà installer la source neutronique, activité à forts enjeux radiologiques, alors même que le site n'avait pas encore reçu l'autorisation d'exploiter ce nouveau boremètre. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter des éléments permettant de justifier la mise en place de la source neutronique au regard des enjeux de radioprotection. Demande A4 : je vous demande de justifier au titre de la sûreté et de la radioprotection la mise en place de la source neutronique dans le boremètre antérieurement à une autorisation d'exploitation du boremètre par l'ASN. Je vous demande par ailleurs de me transmettre les conclusions du comité ALARA relatif à cette activité. ## B. Demandes De Compléments D'Information Modification matérielle réalisée sur les cellules de ressuage - PTDA 1651 Les cellules de ressuage d'un réacteur sont des dispositifs du système élémentaire PMC (manutention combustible et équipements) immergés dans la piscine du bâtiment combustible. Ces cellules sont utilisées en complément du ressuage au mât, pour confirmer ou infirmer le caractère fuyard d'un assemblage combustible. Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'une modification initialement temporaire permettant l'ouverture manuelle des cellules de ressuage avait été définitivement retenue par le site, sous la référence PTDA 1651. Vos représentants n'ont pas été en mesure de mettre à la disposition des inspecteurs la fiche d'analyse du cadre réglementaire relative à cette modification matérielle. Demande B1 : je vous demande de me transmettre la fiche d'analyse du cadre réglementaire relative à la PTDA 1651. ## Pa 00194861 - Traitement Du Siphon De Sol Dans Le Local Nc210 Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur les suites données au plan d'action (PA) référencé 00194861, demandant un débouchage du siphon de sol dans le local NC210. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs si cette activité avait été réalisée. Demande B2 : je vous demande d'indiquer les suites données au PA 00194861 et de me transmettre, le cas échéant, le mode de preuve de la réalisation de cette activité. ## Pa 00222221 - Origine De La Défaillance Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur l'origine de l'absence d'alarme de volume bas sur l'équipement 4 LHU 120 BA dans le cadre du PA 00222221, ce dernier ne précisant pas si l'origine de la défaillance provenait de la remontée de l'alarme ou du capteur. Demande B3 : je vous demande d'indiquer les suites données au PA 00222221 en précisant l'origine de l'absence d'alarme et de me transmettre, le cas échéant, le mode de preuve de la réalisation de cette activité. ## C. Observations Mise À Jour Des Pa Dans Le Dpa Les inspecteurs ont constaté que de nombreux PA n'étaient pas à jour dans le DPA [5]. En effet, si certains PA avaient certes évolué depuis la transmission du DPA [5], d'autres PA n'avaient toujours pas été mis à jour au jour de l'inspection. Je vous rappelle également qu'il est nécessaire que la description des PA dans le DPA soit autoportante. Vos représentants ont confirmé qu'une mise à jour des PA relatifs au réacteur n°4 sera réalisée et intégrée dans le DPA à l'indice b. Coquilles dans les références de PA, absence de référence dans la note de cumul des écarts Les inspecteurs ont constaté la présence de plusieurs coquilles dans les références des PA indiqués dans le DPA [5]. Par ailleurs, des PA indiqués dans la note technique de maîtrise des écarts de conformité référencée D5140/NT/16.0.20 à l'indice q, n'étaient pas systématiquement repris dans le DPA. Vos représentants ont indiqué en séance que ces remarques seraient prises en compte et les corrections seront apportées dans le DPA à l'indice b. Vous voudrez bien me faire part d'ici au 25 mars 2022, 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-2022-686	Référence courrier : CODEP-OLS-2022-006637 Référence affaire : INSSN-OLS-2022-0686 Monsieur le Directeur du Centre nucléaire de Production d'Electricité de Saint-Laurent-DesEaux CS 60042 41220 SAINT-LAURENT-NOUAN Orléans, le 4 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux - INB n° 100 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0686 du 27 janvier 2022 « déchets » 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 2015-DC-0508 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 21 avril 2015 relative à l'étude sur la gestion des déchets et au bilan des déchets produits dans les installations nucléaires de base. [4] Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie. [5] Procédure D.5160-SD-PRO-0380 ind 05 - Traiter les déchets conventionnels et radioactifs. ## 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 27 janvier 2022 au CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux sur le thème « déchets ». Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. ## Synthèse De L'Inspection L'inspection réalisée le 27 janvier 2022 sur le thème « déchets » avait pour objectif de contrôler les mesures mises en place au sein du CNPE de Saint-Laurent-les-Eaux pour se conformer à la réglementation relative aux déchets. Les inspecteurs ont ainsi examiné l'organisation en place au sein du CNPE pour gérer les différents types de déchets. Ils se sont ensuite intéressés au suivi de la gestion des déchets radioactifs et conventionnels et aux suites données aux inspections précédentes traitant de la même thématique. Il ressort de cette inspection que l'organisation mise en place est globalement satisfaisante. La gestion des déchets quant à elle, mérite que soient apportées des améliorations ou précisions, notamment dans le bilan annuel des déchets, dans le programme d'élimination des déchets, et enfin, dans la traçabilité des écarts lors de la réception des déchets nucléaires dans le bâtiment des auxiliaires de conditionnement et des mesures complémentaires lors des dépassements ponctuels de la charge calorifique définie par l'étude de risque incendie du ou des locaux concernés. Les inspecteurs ont par ailleurs identifié des anomalies sur le terrain qui sont reprises dans la présente lettre de suite. ## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion de la charge calorique des déchets nucléaires dans le bâtiment auxiliaire de conditionnement (BAC). L'article 2.2.1 de la décision relative à la maîtrise des risques liés à l'incendie en référence [4] dispose que « l'exploitant définit des modalités de gestion, de contrôle et de suivi des matières combustibles ainsi que l'organisation mise en place pour minimiser leur quantité, dans chaque volume, local ou groupe de locaux, pris en compte par la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie. La nature, la quantité maximale et la localisation des matières combustibles prises en compte dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie sont définies dans des documents appartenant au système de management intégré de l'exploitant ». Les inspecteurs ont relevé des dépassements ponctuels de la charge calorifique dans le bilan 2021 au niveau de la zone d'expédition du bâtiment des auxiliaires de conditionnement des déchets radioactifs (BAC). Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs, qu'en cas de dépassement de la charge calorifique dans le BAC, des mesures complémentaires sont mises en place. Cependant, les inspecteurs n'ont pas pu contrôler la mise en place de ces mesures complémentaires car elles ne font pas l'objet d'un enregistrement. Par ailleurs, la mise à jour mensuelle de l'inventaire des déchets présents ne permet pas d'établir la durée effective du dépassement. Demande A1 : je vous demande, pour tout dépassement de la charge calorifique dans le BAC, de formaliser l'analyse de l'impact de ce dépassement sur l'étude de risque incendie ainsi que les moyens complémentaires portés dans cette analyse et effectivement mis en place pour répondre audits dépassements. ## Gestion Des Déchets Radioactifs. Le I de l'article 6.2 de l'arrêté relatif aux installations nucléaires de base en référence [2], dispose que « l'exploitant met en place un tri des déchets à la source, ou, à défaut, au plus près de la production du déchet. Il prévient tout mélange entre catégories de déchets ou entre matières incompatibles ». Le chapitre 6.2.1 de la procédure en référence [5], précise que les écarts rencontrés lors des contrôles qualitatifs et radiologiques de la réception des déchets sont notifiés dans un carnet de suivi. Les inspecteurs ont vérifié le carnet de suivi du contrôle des déchets nucléaires réceptionnés au BAC. Ils ont relevé que les écarts relatifs aux déchets issus d'un chantier avec une entreprise responsable identifiée faisaient l'objet d'un enregistrement. En revanche, pour les déchets issus du réseau de collecte, faute d'identifier une entreprise précisément, les écarts ne sont aujourd'hui pas identifiés. Les inspecteurs ont considéré que l'absence de cet enregistrement était préjudiciable à la gestion du retour d'expérience et à la rigueur indispensable à un tri rigoureux des déchets à la source. Demande A2 : je vous demande de mettre en place l'enregistrement des écarts relevés sur les déchets radioactifs issus du réseau de collecte pour lequel aucune entreprise responsable n'est explicitement identifiée. Vous me rendrez compte des actions engagées en ce sens ## Anomalies Relevées Lors De L'Inspection Sur Le Terrain Au cours de l'inspection sur le terrain, les inspecteurs ont relevé les anomalies suivantes : - Local Q209 presse compactage du BAC : un fût de déchets est placé devant une armoire électrique rendant difficile sont accès ; Lors du compactage des déchets radioactifs, un dispositif d'aspiration récupère dans un filtre les poussières pour éviter leur dissémination. Les inspecteurs n'ont pas constaté la présence d'un repère fonctionnel permettant d'identifier le filtre ; - Une benne destinée à la collecte de fer et de laine de verre entreposée à proximité de la salle des machines du réacteur 1 contient également des plaques de faux plafond et des vitrages ; - Les inspecteurs ont relevé qu'un camion benne du prestataire chargé de la gestion des déchets conventionnels procédait à un ramassage des déchets sur le CNPE avec un bac poubelle non fermé, rendant possible leur dissémination en cas d'inétanchéité des sacs collectés. Demande A3 : je vous demande de corriger les anomalies relevées par les inspecteurs et de me transmettre les modes de preuve de la réalisation des mesures correctives retenues. ## Bilan Annuel Des Déchets L'article 4.4.2 de la décision déchets en référence [3], dispose que « le bilan quantitatif comprend pour chaque type de déchets provenant des zones à production possible de déchets nucléaires produits dans l'installation nucléaire de base : - la désignation et la nature physique du déchet, - la catégorie à laquelle appartient le déchet selon la classification fixée par l'arrêté du 9 octobre 2008 susvisé, - l'origine de la production du déchet, - pour chaque étape de la filière de gestion, l'installation vers laquelle le déchet est expédié (nom de l'installation, exploitant et adresse), y compris s'il s'agit d'une installation de traitement, de conditionnement, d'entreposage ou de stockage appartenant à l'exploitant, - la nature et l'état du conditionnement, - l'activité des déchets, les principaux radionucléides contributeurs à l'activité et les principaux radionucléides à vie longue, - les quantités par type de déchets entreposés au 31 décembre de l'année précédant l'année écoulée, produits durant l'année écoulée, expédiés durant l'année écoulée et entreposés au 31 décembre de l'année écoulée (pour les déchets non conditionnés mais dont le conditionnement est défini, le volume équivalent de déchets conditionnés). Les inspecteurs ont relevé que le bilan de la gestion des déchets nucléaires pour l'année 2020 ne comportait pas l'ensemble des rubriques demandé dans la décision relative à la gestion des déchets. Il manque notamment : - la désignation et la nature physique du déchet, - la catégorie à laquelle appartient le déchet selon la classification fixée par l'arrêté du 9 octobre 2008 susvisé, - les quantités par type de déchets entreposés au 31 décembre de l'année précédant l'année écoulée. Demande A4 : je vous demande, pour l'établissement du bilan des déchets nucléaires de l'année 2021 et des suivants, de prendre en compte l'ensemble des thématiques demandées dans la décision relative à la gestion des déchets en référence [3]. ## B. Demande De Compléments D'Information Gestion des déchets entreposés sur l'aire « très faible activité » (TFA), dans le BAC et à la déchetterie (déchets conventionnels). A la demande des inspecteurs, vos représentants ont décliné l'inventaire des déchets entreposés sur l'aire TFA qui aujourd'hui présentent des difficultés pour leur évacuation. Il s'agit, selon vos représentants, de fûts d'amiante dont le reconditionnement en big-bag doit être réalisé, de portes coupe-feu contenant de l'amiante dont le conditionnement est à réaliser et des fûts d'aluminium pour lesquels des vérifications seront peut-être nécessaires. Lors de l'inspection sur le terrain, les inspecteurs ont relevé les situations qui suivent : - Dans le local Q217 du BAC, les inspecteurs ont relevé la présence de filtres de ventilation usagés entreposés depuis le 12 décembre 2018, avec un point chaud identifié à une valeur de débit de dose relevée supérieure à 2 mSv/h. - Dans le local Q216 du BAC les inspecteurs ont relevé la présence de filtres de ventilation usagés dont le débit de dose est supérieur au seuil d'acceptation de l'éliminateur. Ils ne possèdent donc pas à ce jour de filière d'élimination. Par ailleurs, ils ne sont pas entreposés dans l'aire d'expédition comme indiqué dans l'inventaire. - Dans ce même local, des filtres charbon actif usagés sont entreposés dans l'attente d'envoi vers l'éliminateur. Les inspecteurs ont noté qu'une autorisation de conditionnement est en cours en interne comprenant la définition des modalités conformes aux exigences de l'éliminateur. - Dans le sas du local Q204 du BAC, les inspecteurs ont relevé la présence de filtres usagés du dispositif de traitement temporaire des effluents liquides radioactifs (skid) mis en place suite à l'indisponibilité de l'évaporateur de l'installation de traitement. A la déchetterie, les inspecteurs ont relevé la présence d'un fût contenant un mélange de DISOLA et de COOLELF sans filière identifiée. Vos représentants ont indiqué qu'un échantillon du mélange est en cours d'analyse pour caractériser le mélange afin de le diriger vers la bonne filière d'élimination. Enfin, un big-bag d'amiante de 59 kg a dépassé le temps d'entreposage prévu. Vos représentants ont précisé que cet écart avait pour origine l'absence du certificat d'acceptation préalable (CAP). En effet, le CAP ne comprenait pas cette nature de déchets, différente des autres déchets d'amiante. Ils ont également indiqué qu'un chantier générant des déchets similaires allait être mené en 2022 et qu'ensemble ils feront l'objet d'un envoi groupé. Demande B1 : je vous demande de me transmettre, pour chacun de ces déchets, les actions qui seront entreprises, avec leurs jalons calendaires et la date prévisionnelle de leur évacuation. ## C. Observations Point Organisationnel C1. Les inspecteurs ont noté que la responsabilité de la gestion des déchets sur le CNPE relevait du service « KLD, section déchets ». Des formations spécifiques pour chaque type de déchets, nucléaires ou conventionnels, sont dispensées aux agents de ce service. Pour la gestion des déchets conventionnels ou certains déchets nucléaires, il est fait appel à des prestataires. La signature des bordereaux de déchets reste de la compétence du CNPE. L'ASN prend note de cette organisation. ## Programme De Surveillance Des Activités Des Prestataires « Déchets » C2. Le programme de surveillance des activités des prestataires « déchets » est établi chaque année. Sa réalisation repose sur une seule personne. Les inspecteurs s'étonnent que l'exécution de ce programme de surveillance conséquent repose sur cette seule personne et s'inquiète notamment, si la situation devait se pérenniser, sur les conséquences de la perte de compétence en cas de vacance de poste. Les inspecteurs ont contrôlé le bilan des programmes de surveillance réalisés par la CNPE en 2020 et 2021. Pour les déchets radioactifs, un écart a été relevé en 2021 ; il a fait l'objet d'une fiche de surveillance afin d'éviter le renouvellement de cet écart. En 2020, pour les déchets conventionnels, un écart dans la gestion des ressources humaines du prestataire a été identifié et corrigé. Contrôle des éléments de visibilité C3. Les inspecteurs ont également réalisé des contrôles documentaires visant les éléments de visibilité faisant suite aux inspections suivantes : - INSSN-OLS-2018-0664 : inspection incendie du 14 juin 2018 ; - INSSN-OLS-2019-0640 : inspection renforcée radioprotection des 24 et 25 septembre 2019 ; - INSSN-OLS-2021-0749 : inspection chantier SLB1 des 4 août et 9 septembre 2021. Les inspecteurs ont relevé que les actions correctives prises par l'exploitant ont été réalisées. Il reste pour l'action relevant de l'inspection de 2021, la validation de la mise à jour du référentiel d'exploitation du BAC. Par ailleurs, ils ont pu vérifier sur le terrain que les actions correctrices annoncées à l'ASN à la suite de l'inspection incendie de 2018 (mise en peinture des sols délimitant des zones particulières dans le BAC et affichage de la quantité maximale d'huile pouvant être entreposée) ont bien 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