La G@zette Nucléaire sur le Net! 
G@zette N°252
Le nucléaire: toujours la marche en avant aveuglément...
EXTRAITS DU RAPPORT ASN 2008
A propos des réacteurs
(document ASN)

Commentaire: J'ai extrait du rapport ASN 2008, la partie concernant les réacteurs et plus particulièrement ce qui se rapporte aux visites des réacteurs.
     Si l'ASN est "globalement satisfaite", ceci ne signifie pas que tout va bien.
     En particulier, plusieurs incidents (colmatage des GV, fissurations évoluant plus rapidement que prévues), il convient de revoir les contrôles et les remèdes. L'ASN se préoccupe également des conditions de formation, de l'encadrement et de la mise en place des protocoles d'interventions.
     Lors de la VD3 de Fessenheim1, nous allons analyser les lettres de suivi pour pouvoir vérifier le temps qu'EDF met à réagir. Il se trouve que les modifications à mettre en oeuvre , ne sont jamais si simples qu'il en semble.
     En effet, ajouter un capteur, changer les câbles engendrent des doses. Le vieillissement des installations engendre des problèmes et il va falloir décider si une installation vieillissante peut continuer à fonctionner dans de bonnes conditions.
     Le premier réacteur soumis à une VD3 est Tricastin 1: il faut reconnaître qu'il a mal débuté. La révision du pont polaire s'est terminée par la chute de 2 poids de 2 tonnes.
     N'ayant pas encore la lettre de suivi, je ne sais pas encore ce qui s'est passé.
     Et sur un point rappelez-vous la lettre ouverte de la CGT: "(..) pour diminuer les DMP, ces dispositifs provisoires de l'installation, que les experts ont trouvé "trop nombreux" à leur goût (ce que le personnel concerné partage), alors que ces DMP sont précisément des modifs provisoires visant à augmenter la productivité? (en gros, c'est pour ne pas ralentir le rythme des travaux de maintenance quand le réacteur est à l'arrêt, donc non productif! Alors qu'à l'origine, les DMP étaient des dispositifs de sécurité et de sûreté!)"
     L'ASN signale ce problème qui affecte la "sûreté", car au lieu de s'appuyer sur des procédures éprouvées, on bricole et cela conduit à l'erreur.


     D'une manière générale, l'ASN estime que l'état des CPP et CSP du parc de réacteurs français n'inspire pas d'inquiétude à court terme, mais que les phénomènes de vieillissement et de dégradation connus doivent être pris en compte et faire l'objet de mesures appropriées, principalement dans le cadre de la préparation des troisièmes visites décennales des réacteurs de 900 MWe.
     Cependant, l'ASN constate que de nouvelles dégradations et anomalies apparaissent, notamment depuis 2006, sur les GV.

La surveillance des circuits
     Lors de la conception des circuits primaire et secondaire principaux, le constructeur évalue comment les transitoires que connaîtra la chaudière pendant son fonctionnement, risquent de l'endommager. Il prévoit alors des marges de conception suffisantes pour que les différents modes de dégradation identifiés, notamment les phénomènes de fatigue, ne conduisent pas à une remise en cause de l'intégrité de la chaudière.
     Afin de s'assurer que l'exploitant d'une centrale nucléaire s'est approprié les recommandations du constructeur et adapte en conséquence les conditions de son exploitation, la réglementation prévoit que soient constitués des «dossiers de référence» pour les circuits.
     L'exploitant doit en outre surveiller ces circuits pendant leur exploitation et mettre en place un système documentaire qui regroupe les dossiers de référence et l'ensemble des faits qui ont marqué la vie de la chaudière.

Les dossiers de référence
     L'arrêté du 10 novembre 1999 impose à l'exploitant de rassembler et de tenir à jour l'ensemble des éléments issus de la conception, de la fabrication et de l'exploitation des circuits qui concourent à la justification de leur intégrité.
     En raison de l'homogénéité du parc des réacteurs français, EDF a choisi d'organiser ces dossiers de référence en dossiers «palier» pour l'ensemble des réacteurs de chaque palier (CP0, CPY, P4, P'4 et N4) et de les décliner en dossiers «réacteur» pour chaque réacteur individuel. Chaque dossier «réacteur» comprend en particulier les éléments relatifs aux interventions, aux défauts et aux événements survenus sur ce réacteur.

La comptabilisation des situations
     Au cours du fonctionnement du réacteur, l'exploitant doit vérifier que les équipements de la chaudière ne sont pas placés dans des conditions plus sévères que celles qui avaient été prévues à la conception. Il doit en particulier comptabiliser et consigner, dans son système documentaire, les situations effectivement subies par les circuits principaux de la chaudière. L'objectif de la comptabilisation des situations est de s'assurer que des marges de sûreté sont maintenues durant toute la vie du réacteur.
     Pour les réacteurs des paliers CP0 et CPY, la mise à jour des dossiers de référence est prévue avant l'échéance des troisièmes visites décennales programmées à partir de 2009 pour les réacteurs de 900 MWe. L'intégration du retour d'expérience relatif à la comptabilisation des situations constitue un élément important à prendre en compte pour démontrer l'aptitude de ces réacteurs à fonctionner au-delà de trente ans. Le dossier des situations a été mis à jour en 2008. Les calculs mécaniques associés se poursuivront en 2009. L'ensemble du dossier de référence mis à jour sera transmis par EDF à l'ASN fin 2009.
(...)

suite:
Programmes de surveillance
     En application de l'article 5 de l'arrêté du 10 novembre 1999, l'exploitant doit vérifier le caractère adéquat des programmes de surveillance avant chaque requalification complète. Les premières visites décennales à dix ans des réacteurs de 1450 MWe et à trente ans des réacteurs de 900 MWe auront lieu début 2009. En conséquence, l'ASN a examiné en 2008 ces nouveaux programmes applicables aux circuits primaire et secondaires principaux des réacteurs de 900 MWe et de 1450 MWe. L'instruction des programmes de surveillance s'est terminée en novembre 2008. Conformément à l'article 6 de l'arrêté précité, EDF a pris en compte les observations formulées par l'ASN dans les programmes définitifs qui seront appliqués à partir de 2009.

L'utilisation des alliages à base de nickel
     Plusieurs parties des réacteurs à eau sous pression sont fabriquées en alliages à base de nickel : tubes, plaque de partition, revêtement côté primaire de la plaque tubulaire pour les GV, adaptateurs de couvercle, pénétrations de fond de cuve, soudures des supports inférieurs de guidage des internes de cuve, zones réparées des tubulures pour la cuve.
     La résistance de ce type d'alliage à la corrosion généralisée ou par piqûres justifie son emploi. Cependant, dans les conditions de fonctionnement des réacteurs, l'un des alliages retenus, l'Inconel 600, s'est révélé sensible au phénomène de corrosion sous contrainte. Ce phénomène particulier de corrosion se produit en présence de sollicitations mécaniques importantes. Il peut conduire à l'apparition de fissures, parfois rapidement comme observé sur les tubes de GV dès le début des années 1980 ou sur les piquages d'instrumentation des pressuriseurs des réacteurs de 1.300 MWe à la fin des années 1980.
     L'ASN a demandé à EDF d'adopter une approche globale de surveillance et de maintenance pour les zones concernées.
     Plusieurs zones du circuit primaire en alliage Inconel 600 font ainsi l'objet d'un contrôle particulier.
     Pour chacune d'elles, le programme de contrôle en service, défini et mis à jour annuellement par l'exploitant, doit répondre à des exigences portant sur les objectifs et la périodicité des contrôles. En outre, les GV et les couvercles de cuve font l'objet d'un programme de remplacement important.
     A la suite de la découverte en 2004 de fissures imputées à la corrosion sous contrainte sur la plaque de partition d'un GV (plaque séparant la branche chaude de la branche froide dans la partie basse d'un GV pour la circulation du fluide primaire) non considérée a priori par EDF comme sensible à ce type de dégradation et à la suite du retour d'expérience international, l'ASN a demandé à EDF d'adapter sa stratégie globale de maintenance des zones en Inconel 600 pour prendre en compte ces dégradations.
     Ainsi, l'ensemble des GV des réacteurs de 900 MWe équipés d'une plaque de partition en Inconel 600 sera contrôlé avant leur troisième visite décennale.
     Les contrôles réalisés en 2007 avaient mis en évidence sur certaines plaques de partition des indications de fissuration par corrosion sous contrainte d'une profondeur supérieure au seuil de caractérisation, soit deux millimètres.
     Les contrôles réalisés en 2008 sur ces plaques de partition n'ont pas montré d'évolution significative de ces indications.

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Les cuves des réacteurs
     La cuve est l'un des composants essentiels d'un réacteur à eau sous pression. Ce composant, d'une hauteur de 14 m et d'un diamètre de 4 m pour une épaisseur de 20 cm, contient le coeur du réacteur ainsi que son instrumentation.
     Entièrement remplie d'eau en fonctionnement normal, la cuve, d'une masse de 300 t, supporte une pression de 155 bar à une température de 300°C.
     Le contrôle régulier et précis de l'état de la cuve est essentiel pour les deux raisons suivantes:
     – la cuve est un composant dont le remplacement n'est pas envisagé, à la fois pour des raisons de faisabilité technique et de coût;
     – la rupture de la cuve est un accident inenvisageable, dont les conséquences ne sont donc pas prises en compte dans l'évaluation de la sûreté du réacteur. La validation de cette hypothèse nécessite que des mesures de conception, de fabrication et d'exploitation adaptées soient prises.
     En fonctionnement normal, la cuve se dégrade lentement, sous l'effet des neutrons issus de la réaction de fission du coeur qui fragilisent le métal. Cette fragilisation rend en particulier la cuve plus sensible aux chocs thermiques sous pression ou aux montées brutales de pression à froid.
     Cette sensibilité est par ailleurs accrue en présence de défauts, ce qui est le cas pour quelques cuves des réacteurs de 900 MWe, qui présentent des défauts, dus à la fabrication, sous leur revêtement en acier inoxydable.
     Pour se prémunir contre tout risque de rupture, les mesures suivantes ont été prises dès le démarrage des premiers réacteurs d'EDF:
     – un programme de contrôle de l'irradiation : des capsules contenant des éprouvettes réalisées dans le même métal que la cuve ont été placées à l'intérieur de celle-ci, près du coeur. On retire régulièrement certaines de ces capsules pour réaliser des essais mécaniques. Les résultats donnent une bonne connaissance du niveau de vieillissement du métal de la cuve, et permettent même de l'anticiper étant donné que les capsules, situées près du coeur, reçoivent davantage de neutrons que le métal de la cuve;
     – des contrôles périodiques, en particulier des contrôles par ultrasons, permettent de vérifier l'absence de défaut ou, dans le cas des cuves affectées de défauts de fabrication, de vérifier que ces derniers n'évoluent pas.
L'ASN a examiné les dossiers relatifs à la tenue en service des cuves transmis par EDF en préparation des troisièmes visites décennales des réacteurs de 900 MWe. Ces dossiers ont été présentés aux experts de la section permanente nucléaire (SPN) de la commission centrale des appareils à pression (CCAP) en 1999 puis en 2005. L'ASN instruit aujourd'hui les réponses apportées par EDF aux questions posées lors de cette dernière séance. À l'issue de cet examen et au vu des résultats des contrôles réalisés au cours des troisièmes visites décennales des réacteurs, l'ASN prendra position sur les conditions d'exploitation de  cuves au-delà de trente ans.

Les générateurs de vapeur
     Les GV sont des échangeurs de chaleur entre l'eau du circuit primaire et l'eau du circuit secondaire. Leur surface d'échange est constituée d'un faisceau tubulaire, composé de 3.500 à 5.600 tubes, selon le modèle, qui confine l'eau du circuit primaire et permet un échange de chaleur en évitant tout contact entre les fluides primaire et secondaire.
     L'intégrité du faisceau tubulaire des GV est un enjeu important pour la sûreté. En effet, une dégradation du faisceau tubulaire peut générer une fuite du circuit primaire vers le circuit secondaire. De plus, la rupture d'un des tubes du faisceau dans un scénario accidentel conduirait à contourner l'enceinte du réacteur qui constitue la troisième barrière de confinement. Or les tubes de GV sont soumis à plusieurs phénomènes de dégradation, comme la corrosion ou les usures.

suite:

     Les GV font l'objet d'un programme spécifique de surveillance en exploitation, établi par EDF et révisé périodiquement.
     La version actuelle de ce programme a été examinée et acceptée par l'ASN en 2003. Une nouvelle version est en cours d'instruction par l'ASN. À l'issue des contrôles, les tubes présentant des dégradations trop importantes sont bouchés pour être mis hors service.
     Depuis le début des années 1990, EDF mène un programme de remplacement des GV dont les faisceaux tubulaires sont les plus dégradés. Ce programme se poursuit au rythme moyen d'un réacteur chaque année. Fin 2008, neuf des trente-quatre réacteurs de 900 MWe seront encore équipés de GV avec faisceaux tubulaires en alliage à base de nickel Inconel 600 non traité thermiquement (600 MA), principalement affectés de fissurations par corrosion sous contrainte.

Colmatage des générateurs de vapeur : conséquences et traitement (...)
     Déjà publié dans la Gazette N°251

Les enceintes de confinement
     Les enceintes de confinement font l'objet de contrôles et d'essais destinés à vérifier leur conformité aux exigences de sûreté. En particulier, leur comportement mécanique doit garantir une bonne étanchéité du bâtiment réacteur si la pression à l'intérieur de celui-ci venait à dépasser la pression atmosphérique, ce qui peut survenir dans certains types d'accident. C'est pourquoi ces essais comprennent, à la fin de la construction puis lors des visites décennales, une montée en pression jusqu'à la pression de dimensionnement de l'enceinte interne.
     Les résultats des épreuves décennales, pour les enceintes des réacteurs de 900 MWe, ont montré jusqu'ici des taux de fuite conformes aux critères réglementaires. Leur vieillissement a été examiné en 2005 dans le cadre du réexamen de sûreté à trente ans afin d'évaluer l'étanchéité et la tenue mécanique pour dix années supplémentaires.
     Cet examen n'a pas mis en lumière de problème particulier susceptible de remettre en cause la durée d'exploitation.
     Dans le cadre de ce réexamen, EDF a notamment réalisé des études afin de vérifier le bon comportement du tampon d'accès des matériels du bâtiment réacteur en situation accidentelle. Les études et les modifications identifiées par EDF ont été examinées lors de la réunion du GPR du 20 novembre 2008 concernant la clôture du réexamen de sûreté à trente ans des réacteurs de 900 MWe.
     Les résultats des épreuves décennales, pour les enceintes des réacteurs de 1300 MWe et de 1450 MWe ont permis d'identifier une évolution des taux de fuite de la paroi interne de certaines de ces enceintes. Cette évolution résulte notamment des effets combinés des déformations du béton et de la perte de précontrainte de certains câbles. Bien que ces phénomènes aient été pris en compte à la conception, ils ont parfois été sous-estimés. En conséquence, en cas d'accident, certaines zones de la paroi seraient susceptibles de se fissurer, ce qui conduirait à des fuites. Pour pallier ce phénomène, EDF a mis en oeuvre un programme de réparation préventive qui vise à restaurer l'étanchéité des zones les plus affectées. Sur la base d'un avis du GPR réuni sur ce sujet début 2002, l'ASN a donné son accord à EDF sur cette stratégie. Ces travaux sont réalisés à chaque visite décennale. À la fin de l'année 2008, quinze réacteurs sur vingt-quatre sont complètement traités. Tous les réacteurs concernés auront fait l'objet de travaux en 2012.

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Les équipements sous pression
     Les équipements sous pression, par l'énergie qu'ils sont susceptibles de libérer en cas de défaillance, indépendamment du caractère éventuellement dangereux du fluide qui serait alors relâché, présentent des risques qu'il convient de maîtriser.
     Ces équipements (récipients, échangeurs, tuyauteries...) ne sont pas spécifiques à la seule industrie nucléaire. Ils sont présents dans de nombreux secteurs tels que la chimie, le traitement du pétrole, la papeterie et l'industrie du froid. De ce fait, ils sont soumis à une réglementation établie par le ministère de l'Industrie qui impose les prescriptions en vue d'assurer leur sécurité, pour leur fabrication, d'une part, et pour leur exploitation, d'autre part.
     Parmi ces équipements, ceux susceptibles d'émettre des rejets radioactifs en cas de défaillance sont appelés équipements sous pression nucléaires et sont réglementés par l'arrêté du 12 décembre 2005. En complément des exigences applicables aux équipements sous pression conventionnels et des textes déjà existants pour les circuits primaire et secondaires des réacteurs, cet arrêté soumet les équipements sous pression nucléaires à des exigences complémentaires de sécurité. Les fabricants et les exploitants disposent d'un délai de cinq ans pour l'appliquer. Les textes réglementaires antérieurs relatifs aux appareils à pression de vapeur et de gaz sont encore applicables pendant cette période transitoire.
 (...)
     Parmi les événements survenus en 2008 sur les équipements sous pression, hors circuits primaire et secondaires, des dégradations liées aux mécanismes de corrosion et d'érosion des circuits sont survenues dans de nombreuses zones des circuits secondaires, mettant ainsi en défaut les méthodes et les programmes de surveillance définis par EDF. L'ASN poursuivra l'examen des dispositions envisagées par EDF afin de veiller à ce qu'un programme de remplacement et de contrôle approprié de ces équipements soit mis en place. Par ailleurs, des fissures ont été découvertes en 2008 sur plusieurs piquages installés sur les lignes de décharge du circuit RCV. Ces fissures présentent potentiellement un risque de brèche primaire sur ces lignes en cas de rupture guillotine. L'origine de ces fissures, dont l'une d'elles est traversante, résulte d'un phénomène de fatigue vibratoire, hypothèse qui n'a pas été prise en compte par EDF. L'ASN considère qu'EDF doit tirer les enseignements appropriés de ces événements survenus sur les centrales nucléaires de Chinon, Cruas-Meysse et Saint-Laurent-des-Eaux. À cet effet, l'ASN estime qu'EDF doit mettre à jour sa stratégie de surveillance et de contrôle des zones soumises à une fatigue vibratoire.

La protection contre les agressions
     - Le séisme
     Les bâtiments et matériels importants pour la sûreté des centrales nucléaires ont été conçus pour résister à des séismes d'intensité supérieure aux plus forts séismes jamais survenus dans la région du site. Les règles de prise en compte du risque sismique font l'objet de révisions régulières en fonction de l'avancée des connaissances et d'une application rétroactive au cas par cas lors des réexamens de sûreté.
     Bien que la France ne présente pas un fort risque sismique, ce sujet fait ainsi l'objet d'efforts importants de la part d'EDF et d'une attention soutenue de la part de l'ASN.
     - La mise à jour des règles de conception
     Il y a plusieurs années, l'ASN a engagé un travail de mise à jour des textes para-réglementaires relatifs à la prise en compte du risque sismique dans les INB.

suite:
     Ainsi, la règle fondamentale de sûreté (RFS) 2001-01 relative à la détermination du risque sismique pour les INB de surface (à l'exception des stockages à long terme des déchets radioactifs) a remplacé en 2001 une règle qui datait de 1981.
     La RFS V.2.g relative aux calculs sismiques des ouvrages de génie civil a été révisée et publiée en 2006, sous la forme d'un guide relatif à la prise en compte du risque sismique à la conception des ouvrages de génie civil des INB de surface. Il est le fruit de plusieurs années de travail d'experts français dans le domaine du génie parasismique.
     Ce texte définit, pour les INB de surface, à partir des données de site, les dispositions de conception parasismique des ouvrages de génie civil ainsi que des méthodes acceptables pour:
     – déterminer la réponse sismique de ces ouvrages, en considérant leur interaction avec les matériels qu'ils contiennent, et évaluer les sollicitations associées à retenir pour leur dimensionnement;
     – déterminer les mouvements sismiques à considérer pour le dimensionnement des matériels.
     Les dispositions de conception parasismique des ouvrages de génie civil et les méthodes associées sont définies, pour les nouvelles INB de surface, dans le guide de l'ASN n°2/01 du 26 mai 2006 relatif à la prise en compte du risque sismique des ouvrages de génie civil d'installations nucléaires de base à l'exception des stockages à long terme des déchets radioactifs.
     - Les réévaluations sismiques
     Dans le cadre des réexamens de sûreté en cours, la réévaluation sismique consiste notamment à actualiser le niveau de séisme à prendre en compte en appliquant la RFS 2001-01.
     Pour le réexamen de sûreté à trente ans des réacteurs de 900 MWe, l'ASN a demandé à EDF d'étudier le dimensionnement au séisme des bâtiments électriques des réacteurs du palier CPY et d'analyser le risque d'agression des bâtiments électriques par la salle des machines. Pour les réacteurs du palier CP0, l'ASN a demandé à EDF d'étudier le dimensionnement au séisme des bâtiments de l'îlot nucléaire et des salles des machines. Les études ont conduit à définir des modifications de renforcement de matériels ou de structures, qui seront mises en oeuvre à partir de 2009. Les conclusions de ces études et les modifications identifiées par EDF ont été examinées lors de la réunion du GPR du 20 novembre 2008 dédiée à la clôture du réexamen de sûreté à trente ans des réacteurs de 900 MWe.
     Pour ce qui concerne le réexamen de sûreté à vingt ans des réacteurs de 1.300 MWe, EDF a étudié la stabilité sous séisme des salles des machines des réacteurs ainsi que la tenue du génie civil du bâtiment électrique et des auxiliaires de sauvegarde. Ces études ont mis en évidence le fait que le dimensionnement d'origine permet de garantir la tenue de ces réacteurs vis-à-vis des séismes réévalués selon la RFS 2001-01, sous réserve de compléments de justification concernant la non-agression par la salle des machines du bâtiment électrique et des auxiliaires de sauvegarde des réacteurs du palier P'4.
     Dans le cadre de la préparation des prochaines réévaluations sismiques (réexamen à quarante ans pour les réacteurs de 900 MWe et à trente ans pour les réacteurs de 1.300 MWe), l'ASN a constitué un groupe de travail réunissant EDF, l'IRSN et l'ASN. L'objectif de ce groupe est de déterminer les séismes de référence à prendre en compte pour ces prochaines réévaluations.
     Par ailleurs, l'ASN participe également à un groupe de travail constitué par la direction générale de la prévention des risques (DGPR) et réunissant l'IRSN et le bureau de recherches géologiques et minières. L'objectif de ce groupe de travail est de réaliser une comparaison des aléas pris en compte et du dimensionnement des constructions entre les installations classées pour la protection de l'environnement (ICPE) et les INB.
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Les inondations
     A la suite de l'inondation du site du Blayais en décembre 1999, EDF avait engagé une démarche de réévaluation du risque d'inondation externe et de protection de l'ensemble de ses centrales nucléaires contre ce risque. Cette réévaluation porte principalement sur la révision de la cote majorée de sécurité ou CMS (niveau d'eau maximal pris en compte pour dimensionner les ouvrages de protection de la centrale). La CMS révisée prend en compte des causes d'inondations supplémentaires, comme les pluies de forte intensité, la rupture de capacités de stockage d'eau et la remontée de la nappe phréatique. La conduite à appliquer aux réacteurs en cas de montée des eaux est également réévaluée. Un dossier a été établi pour chaque site et les travaux d'amélioration de la protection ont été déterminés.
     EDF a achevé en octobre 2007 les travaux rendus nécessaires par la réévaluation du risque d'inondation pour ce qui concerne les risques d'entrée d'eau.
     L'ASN considère que l'avancement des études et des travaux est conforme aux attentes. Pour le cas particulier de la centrale nucléaire du Tricastin, EDF a réalisé des compléments d'étude relatifs au risque de rupture de barrage, sur lesquels l'ASN se prononcera en 2009.
     Dans le but de statuer sur la démarche globale de prise en compte du risque d'inondation externe pour les réacteurs d'EDF, mais aussi pour les autres installations nucléaires, l'ASN a demandé l'avis du GPR et du groupe permanent d'experts pour les laboratoires et usines (GPU).
     L'ASN a suivi les recommandations des GPE et a formulé six demandes particulières concernant les risques de rupture de barrage, de circuit ou d'équipement, les risques de crues, les protections contre les pluies et la protection du site du Tricastin.
     En outre, l'ASN a demandé à EDF de poursuivre les échanges entrepris avec les concessionnaires des ouvrages qui doivent faire l'objet de renforcements dans le cadre du réexamen de sûreté associé à la troisième visite décennale des réacteurs de 900 MWe.
(...)
     En outre, l'ASN participe à la mise à jour du guide de l'AIEA concernant le risque d'inondation externe pour les sites nucléaires. L'objectif est multiple:
     – inclure le retour d'expérience;
     – inclure les études sur les changements climatiques;
     – avoir un seul guide (remplaçant les différents guides AIEA sur le sujet);
     – prendre en compte de nouveaux phénomènes;
     – prendre en compte l'ensemble des installations nucléaires.
     La publication de ce guide est prévue pour février 2010.

La canicule et la sécheresse
     Les conditions météorologiques caniculaires constatées depuis l'été 2003 ont conduit à une réduction importante du débit et un échauffement notable de la température des cours d'eau qui constituent la source froide de certaines centrales nucléaires. Elles ont également entraîné des températures élevées de l'air, qui ont provoqué une augmentation de la température des locaux des centrales nucléaires.
     Au cours de ces épisodes de canicule et de sécheresse, il est apparu que certaines limites physiques, jusqu'alors prises en compte pour le dimensionnement des centrales nucléaires ou imposées par leurs RGE, ont été atteintes.
     Ainsi, pour les réacteurs du palier CPY, l'ASN a entamé en 2006 l'instruction du référentiel «grands chauds» proposé par EDF afin de réexaminer le fonctionnement des installations dans des conditions plus sévères que celles retenues à la conception. L'ASN a pris position sur une partie de ce référentiel en 2007. EDF a mis au point un référentiel analogue pour le palier CP0. Pour les réacteurs de 900 MWe, l'ASN prendra position en 2009 sur l'intégralité de ces référentiels lorsqu'elle se prononcera sur la poursuite d'exploitation de ces réacteurs. Ces référentiels ont également été réalisés pour le palier N4 et sont en cours d'élaboration pour les paliers P4 et P'4.

suite:
     L'ASN participe au processus de veille relatif à la canicule.
     Sur cette question, l'ASN a défini son rôle et a également mis en place un processus décisionnel en cas de canicule.

L'incendie
     La prise en compte du risque d'incendie dans les centrales nucléaires d'EDF repose sur le principe de défense en profondeur, fondé sur les trois niveaux que sont la conception des installations, la prévention et l'action de lutte contre l'incendie.
     Les règles de conception des installations doivent empêcher l'extension d'un incendie éventuel et en limiter les conséquences; elles reposent principalement sur:
     – le principe de découpage de l'installation en secteurs conçus pour circonscrire le feu dans un périmètre donné, chaque secteur étant délimité par des éléments de sectorisation (portes, murs coupe-feu, clapets coupe-feu...) qui présentent une durée de résistance au feu spécifiée à la conception;
     – la protection des matériels qui participent de façon redondante à une fonction fondamentale de sûreté.
     La prévention consiste principalement à:
     – veiller à ce que la nature et la quantité de matières combustibles présentes dans les locaux restent en deçà des hypothèses retenues pour la conception des éléments de sectorisation;
     – identifier et analyser les risques d'incendie. En particulier, pour tous les travaux susceptibles de provoquer un incendie, un permis de feu doit être établi et des dispositions de protection doivent être mises en oeuvre.
     La lutte contre un incendie doit permettre l'attaque d'un feu et sa maîtrise en vue de son extinction dans des délais compatibles avec la durée de résistance au feu des éléments de sectorisation.

Conception
     En matière de conception, EDF termine le déploiement du plan d'action incendie (PAI), pour la remise en conformité et l'amélioration de la protection contre l'incendie des réacteurs de 900 MWe et de 1300 MWe. En effet, l'ASN avait constaté en 2006 des retards dans les travaux de réfection des trémies de passage de gaines techniques et de câbles électriques. L'ASN a vérifié en 2008, lors des inspections et des réunions semestrielles avec EDF, l'achèvement des travaux et le respect de l'échéance de fin 2008.
     Par ailleurs, l'ASN a identifié, lors des inspections réalisées en 2006, des difficultés dans la gestion des ruptures des sectorisations, qu'elles soient programmées (par exemple, lors de la mise en oeuvre du PAI) ou fortuites. À la demande de l'ASN, EDF a proposé un référentiel de gestion de la sectorisation qui est actuellement en application sur les sites. Ce référentiel est en cours d'évaluation par l'ASN et par l'IRSN. L'ASN se positionnera sur ce référentiel en 2009, en prenant en compte le retour d'expérience des inspections qu'elle a réalisées dans les centrales nucléaires en 2008.
     Enfin, pour les réacteurs du palier CPY, l'ASN a demandé en 2007 à EDF de poursuivre les études de modification du système de contrôle des fumées des bâtiments électriques.
     L'objectif est de rétablir la sectorisation des locaux traversés par les circuits de ce système et d'assurer l'évacuation des fumées en cas d'incendie, ceci afin de faciliter l'évacuation des personnels et la lutte contre l'incendie. La réponse d'EDF est parvenue à l'ASN à la fin de l'année 2008 et sera évaluée par l'ASN et l'IRSN en 2009.

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Prévention
     La prévention des départs de feu et de leur développement repose notamment sur une bonne gestion des matières combustibles, qu'il s'agisse des matières présentes en permanence dans les locaux ou de façon provisoire, en particulier lors des arrêts de réacteurs. EDF a transmis en 2007 à l'ASN un nouveau référentiel en vue d'optimiser la gestion des matières combustibles. L'ASN se positionnera sur ce référentiel en 2009 sur la base de l'examen réalisé par l'IRSN.
     La prévention des départs de feu et de leur développement repose également sur la qualité des permis de feu, en particulier des analyses de risques et de la mise en œuvre effective des dispositions de protection sur le terrain.
     Au vu des inspections réalisées en 2007 et 2008, l'ASN estime qu'EDF doit encore améliorer les modalités de mise en oeuvre des dispositions de protection, ainsi que la formation des intervenants en charge de la rédaction des permis de feu.
Lutte contre l'incendie
     En 2008, l'ASN s'est attachée à vérifier la conformité des installations à l'arrêté du 31 décembre 1999 concernant la justification du caractère suffisant de l'organisation mise en place en matière de lutte contre l'incendie. En complément, EDF a présenté à l'ASN une démarche de justification du respect de ces exigences s'appuyant sur ses référentiels internes. À la suite de cette présentation, l'ASN a demandé à EDF de définir un programme de mise en oeuvre et de vérification du caractère suffisant des dispositions de ses référentiels sur chaque site.
     Par ailleurs, lors des inspections réalisées en 2008, l'ASN a constaté que l'engagement des équipes d'intervention dès l'alarme et non plus après confirmation du feu se poursuit et que les délais d'intervention en matière de lutte contre l'incendie se sont très légèrement améliorés. En outre, l'ASN estime que les efforts d'EDF en matière de lutte contre l'incendie doivent être poursuivis, en particulier pour l'accomplissement des missions des équipes d'intervention et l'amélioration des interfaces avec les secours extérieurs.
     Une réunion a été organisée le 16 décembre 2008 entre les directeurs des centrales nucléaires d'EDF, la direction civile des secours (DSC) et l'ASN. Elle a permis d'approfondir les axes d'amélioration identifiés en 2006. Ces axes portent sur l'interface entre les organisations, sur les analyses de risques et sur la définition des scénarios d'intervention et des moyens ou ressources à mettre en oeuvre en cas d'incendie. En particulier, un point a été fait sur la mise à disposition par les services départementaux d'incendie et de secours (SDIS) d'un officier de sapeur-pompier professionnel sur chaque centrale nucléaire ainsi que sur l'élaboration des scénarios nationaux d'intervention et l'échéancier de déclinaison sur les sites. En ce qui concerne les scénarios d'intervention, l'ASN s'attachera en 2009, d'une part, à vérifier que les scénarios établis et validés par EDF et la DSC seront déclinés sur chaque site et, d'autre part, vérifiera la mise à jour des plans d'établissement répertoriés (ETARE).

L'explosion
     Parmi les accidents susceptibles de se produire dans une installation nucléaire, l'explosion représente un risque potentiellement majeur. En effet, l'explosion peut endommager des éléments essentiels au maintien de la sûreté ou conduire à une rupture du confinement et à la dispersion de matières radioactives dans l'installation, voire dans l'environnement. Des dispositions doivent donc être mises en oeuvre par les exploitants pour protéger les parties sensibles de l'INB contre l'explosion.

suite:
     L'ASN avait demandé à EDF en 2005 de mieux prendre en compte le risque d'explosion d'origine interne. Ainsi, dans le cadre du réexamen de sûreté à trente ans des réacteurs de 900 MWe, l'ASN a demandé à EDF de réexaminer les dispositifs de protection existants contre les effets d'une explosion d'origine interne. Elle lui a également demandé d'engager une démarche similaire pour les autres paliers.
     Cette démarche est en cours pour les réacteurs de 1450 MWe. En 2008, l'ASN a demandé à EDF de préciser les modalités d'engagement de cette démarche pour les réacteurs de 1.300 MWe.
     Le référentiel de prise en compte des risques d'explosion interne aux centrales nucléaires a été transmis en 2006 par EDF. La démonstration de sûreté présentée dans ce référentiel repose sur la mise en oeuvre de mesures de prévention et de surveillance. Il a été complété par EDF par la prise en compte des gaz autres que l'hydrogène et par l'extension des analyses aux bâtiments autres que ceux qui abritent les réacteurs.
     Ce référentiel a fait l'objet d'une évaluation par l'ASN et par l'IRSN, dont les conclusions ont été examinées par le GPR lors de la réunion du 20 novembre 2008, dédiée à la clôture du réexamen à trente ans des réacteurs de 900 MWe. Les modifications qui découlent de l'application de ce référentiel seront mises en oeuvre dès 2009 sur les sites de Fessenheim et du Tricastin.
     Lors des inspections réalisées en 2008 sur le thème de l'explosion, l'ASN a détecté des cas de non-respect des exigences de l'article 16 de l'arrêté du 31 décembre 1999 relatives aux canalisations de transport de fluides explosifs. 
     Voir la Gazette N°249/250, pour les nouvelles prescriptions et l'ensemble du dossier.

Les procédures menées en 2008
Révision complète des arrêtés de rejets d'effluents et de prélèvements d'eau

     En 2008, l'ASN a achevé l'instruction des dossiers de rejets d'effluents et de prélèvements d'eau des sites de Penly et du Tricastin. Les rejets d'effluents et de prélèvements d'eau du site de Penly sont désormais réglementés par les décisions en date du 10 janvier 2008 – n°2008- DC-0089 et n°2008-DC-0090 de l'ASN et publiées au Bulletin officiel de l'ASN sur son site Internet. La décision n°2008-DC-0090 fixant les limites de rejets dans l'environnement a été homologuée par l'arrêté du 15 février 2008 par les ministres chargés de la sûreté nucléaire et de la radioprotection. Les rejets d'effluents et de prélèvements d'eau du site du Tricastin sont réglementés par les décisions n°2008-DC-0101 et n°2008-DC-0102 prises par l'ASN le 13 mai 2008 et publiées au Bulletin officiel de l'ASN sur son site Internet. La décision n°2008-DC-0102 fixant les limites de rejets dans l'environnement a été homologuée par l'arrêté du 8 juillet 2008 par les ministres chargés de la sûreté nucléaire et de la radioprotection.
     L'ASN a également poursuivi l'instruction des dossiers de rejets d'effluents et de prélèvements d'eau des centrales nucléaires de Chooz, de Civaux, de Dampierre-en-Burly ainsi que celles portant sur les deux réacteurs en exploitation du site de Flamanville et le réacteur de type EPR en cours de construction. L'enquête publique portant sur le dossier de Civaux s'est déroulée du 7 octobre au 13 novembre 2008.

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Révisions partielles
     Les instructions des demandes de modifications des arrêtés d'autorisation de rejets et de prélèvements d'eau se sont poursuivies en 2008 pour:
     – les centrales nucléaires de Belleville-sur-Loire et de Cruas-Meysse (réglementées respectivement par les arrêtés du 8 novembre 2000 et du 7 novembre 2003): les demandes concernent principalement une révision des valeurs limites de rejet en tritium et de certains paramètres chimiques comme les métaux (cuivre et zinc), l'évolution du mode de conditionnement des circuits secondaires et la mise en oeuvre de traitements biocides et contre le tartre sur les circuits de refroidissement des condenseurs;
     – la centrale nucléaire de Chinon (réglementée par l'arrêté du 17 août 2005 modifiant l'arrêté du 20 mai 2003): la demande concerne la mesure du débit des purges des circuits de refroidissement;
     – la centrale nucléaire de Paluel: la demande concerne principalement une révision des valeurs limites de rejet en tritium et l'évolution des paramètres chimiques du mode de conditionnement des circuits secondaires;
     – la centrale nucléaire de Saint-Alban (réglementée par l'arrêté du 29 décembre 2000) : la demande concerne une révision des valeurs limites des rejets azotés, des matières en suspension et du pH;
     – la centrale nucléaire de Saint-Laurent-des-Eaux: la demande porte sur une révision des valeurs limites de rejet en tritium, la mise en oeuvre de traitements biocides et contre le tartre sur les circuits de refroidissement des condenseurs. Ce dossier contient également des demandes relatives aux rejets dus au démantèlement des réacteurs de la filière graphite-gaz du site.
     Enfin, plusieurs centrales nucléaires ont formulé, en application de l'article 26 du décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007, des déclarations relatives à des opérations de dragage de leurs ouvrages de prise d'eau ou de rejet (Chinon, Dampierre-en-Burly et Flamanville) ou au renforcement de la surveillance des nappes souterraines par la création de nouveaux piézomètres (Chooz, Flamanville, Saint-Alban). Ces dernières opérations ainsi que les opérations de dragage de Flamanville ont fait l'objet d'accords exprès de l'ASN sans modification des prescriptions des arrêtés de rejets et de prélèvements d'eau concernant ces centrales nucléaires.

Opérations particulières
     Un phénomène de colmatage des plaques entretoises des GV a été mis en évidence sur plusieurs réacteurs du parc électronucléaire français. Pour remédier à ce colmatage, EDF a décidé de réaliser sur les réacteurs concernés un lessivage chimique selon deux procédés, l'un dénommé HTCC et l'autre EPRI/SGOG. Les interventions débutées en 2007 se sont poursuivies en 2008 sur le réacteur 1 de la centrale nucléaire de Belleville-sur-Loire, le réacteur 4 de la centrale nucléaire de Chinon, les réacteurs 2 et 3 de la centrale nucléaire de Cruas-Meysse et le réacteur 2 de la centrale nucléaire de Saint-Alban. Ces opérations de lessivage occasionnent des rejets inhabituels, notamment d'ammoniac pour le procédé HTCC.
     En application de l'article 26 du décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007, EDF a déclaré à l'ASN les modifications d'installations induites par la mise en oeuvre des procédés de lessivage chimique, en particulier au regard des rejets d'effluents liquides et gazeux et de l'exploitation des matériels nécessaires à ces opérations. Au vu des éléments présentés dans les dossiers d'EDF (en particulier, la démonstration de l'absence d'impact en limite de site, les dispositions de surveillance des rejets mises en oeuvre et les dispositions d'information des riverains), les opérations ont fait l'objet d'accords exprès de l'ASN sans modification des prescriptions relatives aux rejets concernant ces centrales nucléaires.
     Examen de la gestion des effluents radioactifs et non radioactifs
     L'ASN a décidé en 2006 de consulter le GPR sur la gestion des effluents radioactifs et de certains effluents non radioactifs des centrales nucléaires françaises en exploitation et sur les différents moyens de l'améliorer. Cet examen porte sur les effluents radioactifs liquides et gazeux et les substances chimiques qui leur sont associées pour le fonctionnement en situation normale d'exploitation.
     L'instruction technique conduite par l'IRSN s'est poursuivie en 2008. La réunion du GPR est programmée en 2009.

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La gestion des déchets technologiques

Les opérations de gestion des déchets
     La majeure partie des opérations associées à la gestion des déchets issus de l'exploitation et de la maintenance des réacteurs nucléaires est réalisée dans les bâtiments des auxiliaires nucléaires (BAN), les bâtiments des auxiliaires de conditionnement (BAC) et les bâtiments de traitement des effluents (BTE). À la suite d'inspections ayant mis en évidence une gestion des déchets non satisfaisante vis-à-vis du confinement des matières radioactives, de la protection contre l'incendie et de la radioprotection, l'ASN a demandé à EDF d'améliorer la gestion des déchets sur les sites et de définir un référentiel d'exploitation relatif à la gestion des déchets dans les bâtiments BAN, BAC et BTE. EDF a engagé un état des lieux des bâtiments, une comparaison entre les pratiques actuelles et celles définies à la conception ainsi qu'une diminution progressive des quantités de déchets entreposés dans ces bâtiments. Sur ce dernier point, l'ASN a constaté les efforts faits par EDF en matière de conditionnement et d'évacuation pour réduire ces quantités.
     En 2008, EDF a poursuivi l'élaboration du référentiel de gestion des déchets : les principes de gestion et les règles d'exploitation ont été améliorés et la vérification de leur applicabilité sur les sites a été engagée. Ce référentiel devrait être transmis à l'ASN courant 2009, ce qui permettra à l'ASN de déterminer s'il est de nature à remédier aux situations observées précédemment.

Les déchets sans filières
     Un certain nombre de déchets provenant des zones contaminantes (zones surveillées, zones contrôlées) tels que les piles, les appareils électroniques, les éclairages électroluminescents… sont actuellement sans filière d'évacuation.
     La plupart de ces déchets sans filière ont été produits dans le passé. Des optimisations sur l'orientation des déchets vers les filières conventionnelle ou nucléaire et la classification des déchets ont permis de minimiser la production de certains de ces déchets dépourvus de filière, en particulier les piles et les éclairages électroluminescents.
     L'ASN a demandé à EDF d'établir un état des lieux de la situation du parc afin de disposer d'un inventaire des types de déchets concernés et d'une estimation des quantités présentes sur les sites au regard des capacités d'entreposage.
     De plus, la quantité de déchets électroniques étant amenée à croître en raison d'une utilisation accrue d'équipements, de matériels et de composants électroniques, l'ASN a demandé à EDF de mener dès à présent les investigations nécessaires pour estimer les quantités à venir.

PREPARATION DES Visites Décennales

Les principaux facteurs de vieillissement
     Pour appréhender le vieillissement d'une centrale nucléaire, au-delà du simple délai écoulé depuis sa mise en service, un certain nombre de facteurs doivent être mis en perspective.

La durée de vie des matériels non remplaçables
     La conception d'un certain nombre d'éléments des réacteurs a été établie sur la base d'une durée d'exploitation prédéfinie. Ces matériels font l'objet d'une surveillance étroite permettant de s'assurer que leur vitesse de vieillissement est bien conforme à celle anticipée. C'est notamment le cas de la cuve, dimensionnée pour résister pendant au moins 40 ans (soit l'équivalent de 32 ans de fonctionnement continu à pleine puissance) aux effets de la fragilisation de l'acier de la zone du coeur due à l'irradiation neutronique. La cuve fait ainsi l'objet d'une surveillance par «échantillons témoins» de métal prélevés et expertisés à intervalles réguliers.

Les dégradations des matériels remplaçables
     Le vieillissement des matériels résulte de phénomènes tels que l'usure des pièces mécaniques, le durcissement et la fissuration des polymères, la corrosion des métaux... Les matériels doivent faire l'objet d'une attention particulière lors de leur conception et de leur fabrication (en particulier le choix des matériaux), d'un programme de surveillance et de maintenance préventive et de réparations ou de remplacement en cas de besoin. Il faut également démontrer la faisabilité du remplacement éventuel.

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L'obsolescence des matériels ou de leurs composants
     Les équipements importants pour la sûreté ont fait l'objet d'une «qualification» qui leur permet d'être installés dans les centrales nucléaires. La disponibilité des pièces de rechange de ces équipements est fortement conditionnée par l'évolution du tissu industriel des fournisseurs. En effet, l'arrêt de la fabrication de certains composants ou la disparition de leur constructeur génère des difficultés d'approvisionnement en pièces d'origine pour certains systèmes. De nouvelles pièces de rechange doivent alors faire l'objet d'une justification de leur niveau de sûreté en préalable à leur montage. Cette justification vise à démontrer que l'équipement reste «qualifié» avec la nouvelle pièce de rechange. Compte tenu de la durée de cette procédure, une forte démarche d'anticipation est requise de la part des exploitants.

La capacité de l'installation à suivre les évolutions des exigences de sûreté
     L'amélioration des connaissances et des techniques, ainsi que les évolutions du niveau d'acceptabilité du risque dans nos sociétés, sont des facteurs pouvant conduire à juger qu'une installation industrielle nécessite de lourds travaux de rénovation ou, si ceux-ci ne sont pas réalisables à un coût acceptable, une fermeture de l'installation à plus ou moins brève échéance.

La prise en compte par EDF du vieillissement des matériels
     Cette stratégie, de type «défense en profondeur», s'appuie sur trois lignes de défense.
     - Prévenir le vieillissement à la conception
     A la conception et lors de la fabrication des composants, le choix des matériaux et les dispositions d'installation doivent être adaptés aux conditions d'exploitation prévues et tenir compte des cinétiques de dégradation connues ou supposées.
     - Surveiller et anticiper les phénomènes de vieillissement
     Au cours de l'exploitation, d'autres phénomènes de dégradation que ceux prévus à la conception peuvent être mis en évidence. Les programmes de surveillance périodique et de maintenance préventive, les examens de conformité ou encore l'examen du retour d'expérience visent à détecter ces phénomènes.
     - Réparer, modifier ou remplacer les matériels susceptibles d'être affectés
     De telles actions nécessitent d'avoir été anticipées, compte tenu notamment des délais d'approvisionnement des nouveaux composants, du temps de préparation de l'intervention, des risques d'obsolescence de certains composants et de perte de compétences techniques des intervenants.

La politique de l'ASN
     Sur le plan strictement réglementaire, il n'y a pas en France de limitation dans le temps à l'autorisation d'exploiter une centrale nucléaire. En contrepartie, l'article 29 de la loi TSN dispose (III) que l'exploitant procède à un réexamen de sûreté de son installation tous les dix ans. Ce réexamen, qui vise en premier lieu à faire encore progresser le niveau de sûreté de l'installation, est aussi l'occasion de réaliser un examen approfondi des effets du vieillissement sur les matériels.
     Dans le cadre de la préparation des troisièmes visites décennales des réacteurs de 900 MWe, l'ASN a demandé en 2001 à EDF de présenter, pour chacun des réacteurs concernés, un point précis de l'état du vieillissement et de lui démontrer la possibilité d'en continuer l'exploitation au-delà de trente ans dans des conditions satisfaisantes de sûreté. En réponse à cette demande, EDF a élaboré un programme de travail relatif à la gestion du vieillissement des réacteurs de 900 MWe. Après avoir recueilli à deux reprises l'avis du GPR, l'ASN a demandé à EDF d'apporter certains compléments à ce programme, en particulier en ce qui concerne les moyens lourds de recherche et développement.

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     Les réacteurs nucléaires de 900 MWe sont les réacteurs français les plus anciens en exploitation. Leur troisième réexamen de sûreté est aujourd'hui en cours. Le GPR s'est réuni le 20 novembre 2008 pour examiner le caractère suffisant des modifications qu'EDF envisage d'intégrer pour améliorer la sûreté de ses installations. L'ASN prendra position sur les suites de cet examen.
     Les troisièmes visites décennales vont avoir lieu à partir du printemps 2009. Lors de ces visites, qui dureront plusieurs mois, le réacteur sera à l'arrêt et des contrôles approfondis seront réalisés. En tenant compte, d'une part, des résultats de ces contrôles et, d'autre part, de l'intégration des modifications issues du réexamen de sûreté, l'ASN prendra position, réacteur par réacteur, sur leur aptitude à poursuivre l'exploitation au-delà de la troisième visite décennale et pour une période allant de trente à quarante ans. Elle pourra en tant que de besoin demander des contrôles intermédiaires, avant l'échéance des quarante ans.

L'appréciation par site

     Les dix-neuf centrales nucléaires françaises en exploitation sont globalement semblables. Elles comportent chacune deux à six réacteurs à eau sous pression, pour un total de cinquante-huit réacteurs. Pour tous ces réacteurs, la partie nucléaire a été conçue et construite par FRAMATOME, EDF jouant le rôle d'architecte industriel.
     Parmi les trente-quatre réacteurs de 900 MWe, on distingue:
     – le palier CP0, constitué des quatre réacteurs du Bugey  (réacteurs 2 à 5) et des deux réacteurs de Fessenheim;
     – le palier CPY, constitué des vingt-huit autres réacteurs de 900 MWe, qu'on peut subdiviser en CP1 (dix-huit réacteurs au Blayais, à Dampierre-en-Burly, à Gravelines et au Tricastin) et CP2 (dix réacteurs à Chinon, à Cruas- Meysse et à Saint-Laurent-des-Eaux).
     Parmi les vingt réacteurs de 1.300 MWe, on distingue:
     – le palier P4, constitué des huit réacteurs de Flamanville, de Paluel et de Saint-Alban;
     – le palier P'4, constitué des douze réacteurs de Belleville-sur- Loire, de Cattenom, de Golfech, de Nogent-sur-Seine et de Penly.
     Enfin, le palier N4 est constitué de quatre réacteurs de 1.450 MWe: deux sur le site de Chooz et deux sur le site de Civaux.
     Malgré la standardisation du parc des réacteurs électronucléaires français, certaines nouveautés technologiques ont été introduites au fur et à mesure de la conception et de la réalisation des centrales nucléaires.
Les REP
(...)
La description d'une centrale nucléaire

Présentation générale d'un réacteur à eau sous pression
     Toute centrale électrique thermique produit, en faisant passer de la chaleur d'une source chaude vers une source froide, de l'énergie mécanique qu'elle transforme en électricité.
     Les centrales classiques utilisent la chaleur dégagée par la combustion de combustibles fossiles (fuel, charbon, gaz), les centrales nucléaires celle qui est dégagée par la fission d'atomes d'uranium ou de plutonium. La chaleur produite permet de vaporiser de l'eau. La vapeur est ensuite détendue dans une turbine qui entraîne un alternateur générant un courant électrique triphasé d'une tension de 400.000 V. La vapeur, après détente, passe dans un condenseur où elle est refroidie au contact de tubes dans lesquels circule de l'eau froide provenant de la mer, d'un cours d'eau (fleuve, rivière) ou d'un circuit de réfrigération atmosphérique.
     Chaque réacteur comprend un îlot nucléaire, un îlot conventionnel, des ouvrages de prise et de rejet d'eau et éventuellement un aéroréfrigérant.

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     L'îlot nucléaire comprend essentiellement la chaudière nucléaire constituée du circuit primaire et des circuits et systèmes assurant le fonctionnement et la sûreté du réacteur: les circuits de contrôle chimique et volumétrique, de refroidissement à l'arrêt, d'injection de sécurité, d'aspersion dans l'enceinte, d'alimentation en eau des GV, les systèmes électriques, de contrôle-commande et de protection du réacteur. À la chaudière nucléaire sont également associés des circuits et systèmes assurant des fonctions supports : traitement des effluents primaires, récupération du bore, alimentation en eau, ventilation et climatisation, alimentation électrique de sauvegarde (groupes électrogènes à moteur diesel). L'îlot nucléaire comprend également les systèmes d'évacuation de la vapeur vers l'îlot conventionnel, ainsi que le bâtiment abritant la piscine d'entreposage du combustible.
     L'îlot conventionnel comprend notamment la turbine, l'alternateur et le condenseur. Certains composants de ces matériels participent à la sûreté du réacteur.
     Les circuits secondaires appartiennent pour partie à l'îlot nucléaire et pour partie à l'îlot conventionnel.
     La sûreté des réacteurs à eau sous pression est assurée par une série de barrières étanches, résistantes et indépendantes, dont l'analyse de sûreté doit démontrer l'efficacité en situation normale de fonctionnement et en situation d'accident. Ces barrières sont généralement au nombre de trois, constituées par la gaine du pour la première barrière, le circuit primaire et les circuits secondaires principaux pour la deuxième barrière et l'enceinte de confinement du bâtiment réacteur pour la troisième barrière.

Le coeur, le combustible et sa gestion
     Le coeur du réacteur est constitué de crayons contenant des pastilles d'oxyde d'uranium ou d'un mélange d'oxydes d'uranium et de plutonium (combustible dit MOX) groupés en assemblages de combustible, contenus dans une cuve en acier. Lors de leur fission, les noyaux d'uranium ou de plutonium émettent des neutrons qui provoquent, à leur tour, d'autres fissions : c'est la réaction en chaîne. Ces fissions nucléaires dégagent une grande quantité d'énergie, sous forme de chaleur. L'eau du circuit primaire pénètre dans le coeur par la partie inférieure, à une température d'environ 285 °C, remonte le long des crayons combustibles et ressort par la partie supérieure à une température de l'ordre de 320 °C.
     Au début d'un cycle de fonctionnement, le coeur représente une réserve d'énergie très importante. Celle-ci diminue progressivement pendant le cycle au fur et à mesure que disparaissent les noyaux fissiles. La réaction en chaîne, et donc la puissance du réacteur, est maîtrisée par:
     – l'introduction plus ou moins profonde dans le coeur de dispositifs appelés grappes de commande qui contiennent des éléments absorbant les neutrons. Elles permettent de démarrer et d'arrêter le réacteur et d'ajuster sa puissance à la quantité d'énergie électrique que l'on veut produire. La chute des grappes par gravité permet l'arrêt automatique du réacteur;
     – la variation de la teneur en bore de l'eau du circuit primaire.
     Le bore, présent dans l'eau du circuit primaire sous forme d'acide borique dissous, permet de modérer, par sa capacité à absorber les neutrons, la réaction en chaîne. La concentration en bore est ajustée pendant le cycle en fonction de l'épuisement progressif du combustible en matériau fissile.
     Le cycle de fonctionnement s'achève lorsque la valeur de la concentration en bore devient nulle. Une prolongation est toutefois possible si l'on abaisse la température, et éventuellement la puissance, en dessous de leurs valeurs nominales. En fin de campagne, le coeur du réacteur est déchargé afin de renouveler une partie du combustible.
     EDF utilise deux types de combustibles dans les réacteurs à eau sous pression:
     – des combustibles à base d'oxyde d'uranium (UO2) enrichi en uranium 235. Ces combustibles sont fabriqués en grande majorité par la société FBFC, filiale du groupe AREVA. Toutefois, depuis 1980, dans un souci de diversification de ses approvisionnements, EDF se fournit auprès de plusieurs fabricants étrangers de combustible.

suite:
     Le taux d'enrichissement en uranium 235 du combustible UO2 chargé dans le réacteur est limité à 4,2%;
     – des combustibles constitués par un mélange d'oxyde d'uranium appauvri et de plutonium (MOX). Le combustible MOX est produit par l'usine MELOX appartenant au groupe AREVA et située à Marcoule (département du Gard). La teneur initiale en plutonium est limitée à 8,65% en moyenne par assemblages de combustible et permet d'obtenir une équivalence énergétique avec du combustible UO2 initialement enrichi à 3,7 % en uranium 235. Ce combustible peut être utilisé dans ceux des réacteurs des paliers CP1 et CP2 dont les décrets d'autorisation de création (DAC) prévoient l'utilisation de combustible MOX, soit vingt-deux réacteurs sur vingt-huit.
     La gestion du combustible est spécifique à chaque palier de réacteurs. Elle peut être caractérisée notamment par:
     – la nature du combustible utilisé et sa teneur initiale en matière fissile;
     – le taux d'épuisement maximal du combustible lors de son retrait du réacteur, caractérisant la quantité d'énergie extraite par tonne de matière (exprimé en GWj/t);
     – la durée d'un cycle de fonctionnement (exprimée généralement en mois);
     – le nombre d'assemblages de combustible neufs rechargés à l'issue de chaque arrêt du réacteur pour renouveler le combustible (généralement un tiers ou un quart du total des assemblages);
     – le mode de fonctionnement du réacteur avec ou sans variation importante de puissance permettant de caractériser les sollicitations subies par le combustible. 
(...)

Les arrêts

     Parmi les activités effectuées au quotidien par les acteurs concernés, certaines sont confiées à des entreprises prestataires ou sous-traitantes. L'examen par l'ASN des dispositions mises en oeuvre par EDF pour assurer que, pour ces activités, la contribution des hommes et des organisations. Ces arrêts rendent momentanément accessibles des parties de l'installation qui ne le sont pas pendant son fonctionnement.
     Ils sont donc mis à profit pour vérifier l'état de l'installation en réalisant des opérations de contrôle et de maintenance ainsi que pour mettre en oeuvre les modifications programmées sur l'installation.
     Ces arrêts peuvent être de deux types:
     – arrêt pour simple rechargement et arrêt pour visite partielle  (VP): d'une durée de quelques semaines, ces arrêts sont consacrés au renouvellement d'une partie du combustible et à la réalisation d'un programme de vérification et de maintenance;
     – arrêt pour visite décennale (VD): il s'agit d'un arrêt faisant l'objet d'un programme de vérification et de maintenance très important. Ce type d'arrêt, qui intervient tous les dix ans, est également l'occasion pour l'exploitant de procéder à des opérations lourdes telles que la visite complète et l'épreuve hydraulique du circuit primaire, l'épreuve de l'enceinte de confinement ou l'intégration des évolutions de conception décidées à l'issue des réexamens de sûreté.
     Ces arrêts sont planifiés et préparés par l'exploitant plusieurs mois à l'avance. L'ASN contrôle les dispositions prises pour garantir la sûreté et la radioprotection pendant l'arrêt, aussi que la sûreté du fonctionnement pour le ou les cycles à venir.
     Les principaux points du contrôle réalisé par l'ASN portent:
     – en phase de préparation de l'arrêt, sur la conformité au référentiel applicable du programme d'arrêt de réacteur; l'ASN prend position sur ce programme;
     – pendant l'arrêt, à l'occasion de points d'information réguliers et d'inspections, sur le traitement des problèmes rencontrés;
     – en fin d'arrêt, à l'occasion de la présentation par l'exploitant du bilan de l'arrêt du réacteur, sur l'état du réacteur et son aptitude à être remis en service ; à l'issue de ce contrôle, l'ASN autorise le redémarrage du réacteur;
     – après la divergence, sur les résultats de l'ensemble des essais réalisés au cours de l'arrêt et après redémarrage.
(...)

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Le contrôle des facteurs organisationnels et humains
     Pour l'ASN, les FOH peuvent être définis comme relevant de tous les éléments de la situation de travail et de l'organisation qui ont une influence sur l'activité effective des acteurs du système sociotechnique que constitue une centrale nucléaire. Ces éléments concernent en particulier tout ce qui relève de l'organisation du travail, des effectifs et des compétences, des dispositifs techniques et de l'environnement de travail, c'est-à-dire tous les éléments qui, à un niveau individuel, collectif ou organisationnel, contribuent de façon plus ou moins directe à la réalisation des activités de nature à permettre au système sociotechnique d'assurer ses missions de façon sûre.
     La démarche de prise en compte des FOH dans les installations existantes, lors de leur exploitation ou lors de modifications, et dans les centrales nucléaires futures, lors de la conception et de la construction, porte sur la totalité de ces éléments de façon à ce que les lignes de défense liées aux FOH couvrent l'ensemble du champ du système sociotechnique.
     Ainsi une action de formation visant à renforcer les compétences des opérateurs n'aura qu'un effet ponctuel et limité sur le système sociotechnique s'il existe par ailleurs des insuffisances liées aux dispositifs techniques, tels que des outils inadaptés, des repérages insuffisants des matériels ou des informations de l'interface homme-machine inadaptées aux besoins des opérateurs de la conduite du réacteur. Il en serait de même en cas d'insuffisances liées à l'environnement du travail, comme des conditions d'ambiance lumineuse ou sonore inappropriées, ou encore liées à l'organisation du travail dans laquelle, par exemple, la répartition des rôles et des responsabilités serait mal définie ou mal connue des opérateurs.
     Dans une approche préventive, aussi bien que réactive à la suite de la survenance d'écarts ou d'événements, le caractère approprié des actions d'amélioration dépend de la qualité de l'analyse des causes des écarts et plus largement de tous les éléments qui, dans la situation de travail, peuvent être à l'origine de difficultés et entraîner des actions inappropriées des intervenants. Sans une analyse et un diagnostic détaillés de la situation avant d'élaborer un plan d'action, les actions d'amélioration peuvent ne pas fonctionner sur le terrain, ne pas produire les effets attendus, voire provoquer des effets contraires. 		suite:
     Cette démarche d'analyse repose sur des méthodes reconnues dans le domaine des sciences humaines et adaptées de façon à offrir la meilleure garantie possible que les actions d'amélioration couvrent bien le champ des causes notamment humaines qui sont à l'origine des écarts potentiels ou avérés et que ces actions seront bien appliquées sur le terrain.

Le contrôle de l'ASN
     L'ASN considère que l'exploitant doit prendre en compte les FOH non seulement par des actions ponctuelles telles qu'une formation ou une étude d'un poste de travail sous l'angle ergonomique mais encore par une démarche FOH qui est:
     – intégrée au système de management de la sûreté;
     – portée par l'engagement de la direction de l'installation à prendre en compte les FOH à la mesure des enjeux pour la sûreté et la radioprotection;
     – pérenne et s'inscrit dans une vision à long terme de la gestion des risques et dans une perspective d'amélioration continue;
     – systémique et considère l'ensemble du système sociotechnique : elle ne se limite pas à l'erreur humaine, c'est-à-dire aux actions erronées des acteurs de première ligne ;
– centrée sur l'évaluation et le renforcement des lignes de défense liées à l'activité humaine;
     – dotée des moyens d'actions appropriés et pérennes, notamment en ressources en personnel qualifié pour traiter les FOH;
     – fondée sur l'analyse des situations de travail et de l'activité des travailleurs;
     – menée de manière participative, impliquant toutes les personnes concernées quel que soit leur niveau hiérarchique.
     L'ASN attend donc de l'exploitant qu'il définisse une politique explicite de prise en compte et de développement des FOH, qu'il se donne les moyens et ressources appropriées pour agir efficacement et qu'il mette en oeuvre des actions selon des approches et des méthodologies appropriées, actions pilotées et suivies dans une perspective d'amélioration continue.
     Le contrôle de l'ASN en matière de FOH s'appuie en particulier sur les inspections réalisées dans les centrales nucléaires. Elles sont l'occasion d'examiner la politique et l'organisation de l'exploitant en matière de FOH, les moyens et ressources engagés notamment en termes de compétences spécifiques, les actions entreprises pour améliorer l'intégration des FOH dans ses activités d'exploitation et d'en apprécier la mise en pratique et les résultats sur le terrain. L'ASN s'appuie également sur les évaluations faites à sa demande par l'IRSN et le groupe permanent d'experts pour les réacteurs nucléaires (GPR).

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