Le fonctionnement de ce réacteur n'a été affecté par aucun événement notable.
     Le 19 juin cependant, l'exploitant a fait part à l'autorité de sûreté de la découverte, en juillet 1991, de la rupture d'une des huit tiges filetées d'un support d'une ligne d'évacuation de la vapeur du réacteur 4.
     Dans un réacteur à eau sous pression de 900 MWe, la vapeur de chacun des trois générateurs de vapeur, côté secondaire, est évacuée vers la turbine par l'intermédiaire d'une ligne de vapeur fixée par deux supports.
     Le support incriminé, situé dans une casemate extérieure au bâtiment du réacteur, attenante à la paroi de l'enceinte, est destiné en cas d'accident, à compenser les efforts induits par la rupture de la ligne vapeur.
     L'exploitant n'a fait remplacer cette tige qu'en mars 1992, soit neuf mois après la découverte de l'anomalie. La rupture de la tige était due à un phénomène de corrosion sous contrainte.
     Des vérifications menées sur le réacteur n^o 3, actuellement à l'arret (voir ci-dessus), ont permis de détecter, par contrôle aux ultrasons, la détérioration de 17 tiges filetées sur les supports des lignes de vapeur de l'installation.
     Une visite de surveillance a été effectuée le 26 juin sur le site par la direction régionale de l'industrie, de la recherche et de l'environnement (DRIRE) de la région Aquitaine.
     Au vu de ses conclusions, l'autorité de sûreté a demandé à
l'exploitant du site du Blayais et aux services centraux d'EDF:
     - de préciser, à très court terme, les investigations et mesures qu'ils comptent mettre en oeuvre sur l'ensemble du parc nucléaire,
     - de justifier, à l'autorité de sûreté, les raisons du retard dans la déclaration et le traitement de l'anomalie.
     Compte tenu de la découverte fortuite d'une anomalie sur un matériel important pour la sûreté, de ses implications potentielles sur les autres réacteurs du parc, de sa déclaration et de son traitement tardif par rexploitant, cet incident a été classé au niveau 2 de l'échelle de gravité.

     Fin mai 1992, l'exploitant EDF a été inforrné officieusement que certains documents fournis par un prestataire, à la suite de travaux effectués sur le réacteur n^o 1, auraient pu être falsifiés, et que trois soudures sur un circuit important pour la sûreté ne seraient pas conformes aux spécifications.
     Lors de travaux sur des tuyauteries, pour vérifier l'absence de défauts dans une soudure, plusieurs moyens de contrôle, dont la radiographie, sont utilisés. En fonction de l'importance des circuits, les radiographies sont faites, soit sur toutes les soudures, soit sur un pourcentage de celles-ci. A la suite des radiographies, un procès-verbal établit la conformité de la soudure. Ces travaux avaient été confiés par EDF à une entreprise extérieure.

     Le réacteur est à l'arrêt depuis le 22 mai pour visite partielle et rechargement en combustible.
     Au cours de cet arrêt, un contrôle de quatre traversées du couvercle de cuve a révélé la présence de fissures sur deux de ces dernières, de même nature que celles décelées à Bugey, Fessenheim et Paluel (voir les bulletins SN n^o 83, n^o 84 et n^o 86). La DSIN a demandé que le contrôle soit étendu à d'autres adaptateurs de ce couvercle.
     Le 30 mai, lors d'une intervention dans le bâtiment de traitement des effluents, deux agents de la centrale ont subi une exposition légère.
     Lors de ces opérations, un des moyens de contrôle de dosimétrie individuelle d'un des agents s'est révélé défaillant.
     La direction de la centrale, en liaison avec le S.C.P.R.I., a aussitôt décidé de procéder au développement en urgence des films dosimètres individuels, et la surveillance médicale des deux agents. L'exposition de ces derniers est inférieure au dixième des limites annuelles réglementaires et le suivi médical n'a pas montré d'anomalies.
     Ces agents ont repris leur travail normalement le 1er juin.
     Le 26juin, pendant l'arrêt du réacteur, l'exploitant a constaté qu une vanne du circuit d'injection de sécurité n'était pas complètement fermée, contrairement aux spécifications techniques d'exploitation.
     Le circuit d'injection de sécurité (RIS) envoie, en cas d'accident, de l'eau borée dans le circuit primaire afin d'étouffer la réaction nucléaire et de refroidir le coeur du réacteur.
     C'est au côurs de la vérification annuelle de propreté des tuyauteries du circuit RIS qu'une vanne de ce circuit a été découverte ouverte partiellement. L'exploitant a constaté également, dans la portion de tuyauterie située en amont de cette vanne, la présence d'un collier en plastique long d'une douzaine de centimètres.
     Le collier en plastique a été retiré et la vanne refermée, conformément aux spécifications techniques d'exploitation.
     En raison du non-respect des spécifications techniques d'exploitation, cet incident a été classé au niveau 1 de l'échelle de gravité.

     Après des incidents, des problèmes de hiérarchie, on avait créé un poste nouveau "ISR". Il était sensé exercer un contrôle continu de l'exploitation. Parce que cela risque de "déresponsabiliser" les équipes on le retire.
     Sûr que les quelques incidents relatés qui ont été connus anonymement font désordre. Sûr qu'il y avait à faire pour asseoir l'autorité de l'ISR, mais le supprimer!
     La sûreté ça coûte cher. Un poste en 3x8 cela demande 3 à 4 agents.
     La sûreté, nous l'avons dit, redit, écrit, c'est une question de mentalité. On ne peut pas obliger ou créer les conditions pour qu'elle existe.

II. Bilan des contrôles de la cuve du circuit primaire principal
     Comme indiqué ci-dessus, après la visite décennale en 1989 de la tranche de Fessenheim 1, 6 autres tranches REP de 900 MWe ont, en 1990, fait l'objet d'une visite complète après dix ans d'exploitation depuis la visite complète n^o 1 effectuée au plus tard 30 mois après le chargement. A l'occasion des visites complètes, les examens effectués par l'exploitant sur le circuit primaire principal, plus complets que lors des visites périodiques, donnent lieu à une attention toute particulière de la part des organismes de sûreté, notamment pour ce qui touche à l'intégrité de la cuve.

Démarche générale
     Rappelons que la cuve des réacteurs est formée de viroles forgées en acier de nuance 16 MND5, assemblées par soudage et revêtues d'acier austénitique. Au cours du fonctionnement normal du réacteur à la pression de 15,7 MPa (157 atmosphères ou 157 bars) et à une température de paroi de 288^o C, ces viroles et leurs soudures sont soumises au rayonnement neutronique provenant du coeur et ayant traversé l'enveloppe du coeur, l'écran thermique et l'eau de refroidissement. Sous l'action de ce rayonnement, le métal se "fragilise" ce qui implique en particulier un décalage de la température de transition fragile-ductile, dont on doit tenir compte pour définir les régimes de chauffage et de refroidissement de la chaudière, la température de l'épreuve hydraulique ainsi que pour s'assurer de l'intégrité de la cuve en cas de régimes transitoires accidentels où l'injection d'eau froide de sécurité intervient.
     Du point de vue de la sûreté, on s'attache à vérifier aussi bien le caractère acceptable du décalage de la température de transition fragile-ductile que l'absence de défauts nocifs dans la zone de la cuve susceptible de "se fragiliser".

La température de transition fragile-ductile
     A la conception, l'évolution de la température de transition des aciers des cuves des paliers CP0 et CP1 au cours de la vie des différentes cuves a été déterminée à partir d'essais donnant la température de transition avant irradiation et du décalage estimé de cette température en utilisant une formule américaine du Regulatory Guide 1-99, révision 1.

La vérification de l'absence de défaut nocif dans la zone la plus irradiée de la cuve
     Compte tenu des conditions de réalisation du revêtement, des réparations, ainsi que des pratiques d'atelier, et en l'absence d'examen adapté pratiqué au stade final de la fabrication, on ne peut pas exclure l'existence de défauts plans perpendiculaires à l'interface entre le revêtement et le métal de base dans les zones courantes des viroles des cuves.
     C'est pourquoi, en complément à l'examen ultrasonore des soudures de la cuve et télévisuel du revêtement, il a été demandé à Electricité de France de réaliser, à partir des visites décennales des tranches de Gravelines 1 et Bugey 4, un examen par ultrasons de la zone la plus irradiée de la cuve pour connaître au plus tôt l'état de cette zone. L'exploitant n'a réalisé le contrôle que d'une bande de 500 mm centrée sur la soudure entre les viroles C1 et C2 lors des visites précédentes, sur les tranches de Fessenheim 1 et 2, Bugey 2, Tricastin 1 et Dampierre 1.
     Lors des examens par ultrasons, aucun défaut plan n'a été détecté dans la zone contrôlée, sachant que la méthode actuellement disponible devrait permettre de détecter et de dimensionner le type de défaut recherché à partir d'une hauteur de 5 à 7 mm sous le revêtement.
     Ces examens ont conduit par ailleurs à constater que la mauvaise qualité de l'état de surface du revêtement perturbe l'examen ultrasonore. L'étendue de la perturbation varie selon l'orientation du contrôle et selon les cuves sur une profondeur qui, au droit des recouvrements de passes, peut atteindre 16 mm à partir de la paroi interne.

Analyse mécanique de la tenue de la cuve
     L'analyse mécanique se réfère au dossier "marges vis-à-vis de la rupture brutale" présenté devant la Section Permanente Nucléaire en 1987.
     Pour ce qui concerne les transitoires, l'actualisation du dossier des situations ne remet pas en cause les hypothèses utilisées dans ce dossier.
     La conclusion de la SPN était que la cuve conservait son intégrité tant que la température de transition restait inférieure à 65^oC. Il apparaît donc qu'aucun problème ne se posera jusqu'à 20 ans, sauf peut-être pour la tranche de Bugey 5 dont certaines soudures présentent une température de transition plus élevée que celles des tranches actuellement contrôlées.

III. Modifications
     Les essais puis le retour d'expérience d'exploitation ainsi que l'évolution des idées, ont induit un nombre important de modifications des tranches dont la réalisation est effectuée progressivement.
     Pour les considérations de sûreté et de gestion du parc, il importe de viser à obtenir, aussi rapidement que possible, l'identité des tranches d'un même palier; ceci a conduit à la définition, pour les tranches de 900 MWe, d'un état fin de palier (EFP) regroupant les modifications apportées, avant démarrage, à la dernière tranche du palier (Chinon B4).
     Cet état a également été retenu comme référence pour la réévaluation de sûreté des tranches du.palier CP0, sachant qu'il faut tenir compte des spécificités de ces tranches, de conception plus ancienne.
     Les visites décennales donnent l'occasion de réaliser des modifications importantes. A cet égard, les modifications suivantes ont été réalisées sur les tranches du palier CP0:
     - le remplacement des soupapes du pressuriseur, de type à ressort, par des soupapes à commande hydraulique beaucoup plus fiables,
     - la mise en place de matériels nécessaires à la mise en oeuvre de procédures post-accidentelles,
     · installation d'un filtre à sable pour permettre l'écrêtage de la pression dans l'enceinte de confinement en cas d'accident grave (procédure US),
     · installation d'une liaison entre les circuits d'injection de sécurité et d'aspersion dans l'enceinte permettant de secourir une pompe de l'un des circuits par celle de l'autre circuit et installation d'une pompe et d'un échangeur pour pallier la défaillance totale des pompes de ces deux circuits, en phase postaccidentelle,
     · réinjection des effluents dans le bâtiment du réacteur afin d'éviter la dissémination de fluides contaminés recueillis hors du bâtiment du réacteur.
     - la modification du sens d'écoulement de l'eau à la périphérie des structures internes du réacteur pour éviter des problèmes d'endommagement de crayons combustibles rencontrés sur certaines tranches du palier CP0. Le sens d'écoulement devient ainsi identique à celui des tranches du palier CP1-CP2.

IV. Essais décennaux
     Le redémarrage d'une tranche après visite décennale prévoit notamment l'exécution d'un programme d'essais visant notamment à qualifier par des essais d'ensemble les améliorations et les procédures modifiées pour tenir compte de la nouvelle configuration de la tranche.

Essais décennaux de Fessenheim 1
     L'arrêt décennal de Fessenheîm 1 a représenté, par comparaison avec un arrêt de tranche normal, un travail très important de préparation et de réalisation d'essais.

Enseignements tirés des essais de Fessenheim 1
     La réalisation du programme d'essais a été riche d'enseignements, en particulier sur les systèmes de sauvegarde et les pertes de sources électriques de contrôle-commande sur lesquelles un nombre important de modifications avaient été effectuées.
     Son apport a été essentiel dans la définition du programme des essais de redémarrage des tranches CP1-CP2 après une première visite décennale.
     Sur le plan de l'organisation, l'analyse immédiate sur site des résultats des essais est un travail important, mais nécessaire pour l'appréciation de la sûreté de la tranche avant son redémarrage. A Fessenheim 1, certaines explications d'anomalies rencontrées lors des essais n'ont été apportées que plusieurs mois après le redémarrage de la tranche. L'organisation mise en place par Electricité de France pour les visites décennales ultérieures a montré que, sur ce plan, les enseignements de l'arrêt de Fessenheim 1 ont bien été tirés.
     Sur le plan des essais proprement dits, deux enseignements majeurs peuvent être dégagés de l'analyse globale des essais.
     - Le premier a trait aux difficultés rencontrées, pour quelques essais de circuits de sauvegarde, concernant l'établissement de la correspondance entre critères d'essais et critères de sûreté. Un travail a été entrepris par Electricité de France dans ce sens à partir des différents documents qui ont permis d'établir cette transposition. Des difficultés semblables ont été rencontrées lors des premiers arrêts décennaux des tranches CP1-CP2.
     - Le deuxième est lié à des anomalies rencontrées lors des essais permettant de valider les consignes à appliquer en cas de perte de sources électriques de contrôle-commande, anomalies qui résultaient de modifications importantes apportées dans la distribution électrique. Compte tenu de l'impact de ces consignes sur la sûreté de l'installation en situation perturbée, il est apparu en conséquence nécessaire que certains de ces essais soient effectués de façon systématique lors des premières visites décennales des tranches de 900 MWe.

Epreuves des enceintes de confinement et autres contrôles
     Les épreuves des enceintes de confinement des premières
tanches de 900 MWe ont montré que le taux de fuite de ces enceintes (24 heures sous 4 bars relatifs) est resté comparable à celui mesuré il y a plus de dix ans lors des essais préopérationnels; aucune dégradation de l'étanchéité des enceintes n'a donc été constatée; l'auscultation des enceintes, quant à elle, n'a pas révélé d'anomalies importantes de comportement des structures soumises à la pression.
     Pour ce qui est des autres contrôles effectués dans le cadre des programmes de base de maintenance préventive, les contrôles effectués pendant les arrêts décennaux n'ont pas fait apparaître d'évolution significative des matériels en regard des critères de sûreté.
     Il convient de préciser que les visites décennales font partie intégrante d'une politique de vérification permanente permettant de suivre les changements significatifs de l'état des matériels; elles donnent l'occasion d'approfondir l'examen d'anomalies détectées antérieurement et dont on veut contrôler l'évolution.
     C'est ainsi, par exemple, que des investigations ont été entreprises à la suite de fissurations, détectées par ultrasons, de vis de cloisonnement des structures internes inférieures des tranches de Fessenheim et Bugey. Ce cloisonnement situé entre l'enveloppe du coeur et les assemblages combustibles est constitué de 44 cloisons fixées par des vis. Il a pour fonction de canaliser l'eau dans le coeur du réacteur et de retenir latéralement les assemblages combustibles.
     L'arrêt décennal de Bugey a, dès lors, été mis à profit pour extraire des vis choisies selon les résultats des contrôles précédents en vue d'une expertise dont l'objectif est la détermination réelle des dégradations, et l'établissement d'un programme de maintenance approprié.

V. Rejets et radioprotection
     Les activités rejetées dans les effluents gazeux et liquides au cours de l'année de la visite décennale pour les centrales de
Bugey 2, Bugey 4, Fessenheim 1 et 2, Dampierre 1, Gravelines 1 et Tricastin 1 figurent sur le tableau I. La valeur moyenne des rejets de routine des deux années précédant la visite décennale y est également indiquée.
     Le tableau II présente les valeurs des doses collectives annuelles pour l'année de la visite décennale, la moyenne des valeurs obtenues les deux années précédant la visite ainsi que les variations relatives. Les tableaux III et IV mettent en évidence la répartition des doses reçues dans les différentes centrales en 1989 et 1990 par le personnel EDF et le personnel des entreprises extérieures.

VI. Conclusion
     Les visites décennales apparaissent comme un moyen privilégié de connaissance de l'état des réacteurs, par l'ampleur des contrôles et inspections effectués.
     A cet égard les résultats obtenus sur Fessenheim 1 et les premières tranches de 900 MWe peuvent être considérés comme témoignant d'un bon état général de ces réacteurs. Ceci ne doit pas faire oublier que les visites décennales restent partie intégrante d'une politique de vérification permanente qui doit viser à une anticipation suffisante des problèmes de sûreté.
     Parmi les visites décennales déjà réalisées, une mention spéciale doit être accordée à celle de Fessenheim 1, de par l'ampleur du programme d'essais réalisés et de par les enseignements qui en ont été tirés pour l'établissement d'un programme d'essais cohérent de redémarrage des tranches CPl-CP2.