La G@zette Nucléaire sur le Net! 
N°157/158
LE FACTEUR HUMAIN

     Voici donc un dossier qui tente de vous faire le point sur le facteur humain. Il est tentant d'essayer de l'éliminer grâce à des automatismes ou autres gadgets mais c'est cher et irréaliste. On ne sait pas vraiment (même avec les programmes capables d'apprendre à se corriger) faire mieux que reproduire ce qu'on sait. Or la conduite d'un réacteur comporte suffisamment de paramètres pour exiger dans certains cas mieux qu'un ordinateur. Ces dossiers datent de fin 95, j'ignore (et j'espère le savoir un jour ) si la DSIN a vraiment eu les réponses à ses nombreuses questions. De surcroît le dernier incident de Paluel, classé 2 sur l'échelle INES est révélateur qu'il faut continuer à poser des questions. Il faut aussi obtenir les réponses mais ça demande encore quelques courriers.
     Que s'est-il passé à Paluel? 
" Lors d'essais de fonctionnement sur le réacteur 1 de Paluel, le 20 novembre 1996 et le 11 janvier 1997, des paramètres erronés ont été implantés dans le logiciel qui pilote le réacteur, provoquant un dépassement prolongé des limites de fonctionnement autorisées, sans toutefois que les marges de sûreté soient consommées.
Les circonstances de cet incident (déclaré par l'exploitant le 7 mars) ont fait l'objet d'une inspection de l'Autorité de sûreté le 13 mars.
Cette inspection a permis de confirmer que l'incident résultait de l'accumulation de manquements sérieux en termes de sûreté : répétition d'erreurs de calcul, défaillances de contrôle, absence délibérée de mise en oeuvre d'actions correctives à la suite de la découverte des erreurs de calcul, puis dissimulation d'informations.
Au delà des mesures prises immédiatement par EDF de suspension de l'habilitation de sûreté pour les personnes impliquées, l'Autorité de sûreté va demander à l'exploitant de :
 -prendre des dispositions afin que les insuffisances constatées en matière de neutronique soient corrigées par la mise en oeuvre d'un plan d'amélioration des compétences et du système d'organisation,
 -renforcer plus généralement les actions déjà engagées pour minorer les défaillances liées au facteur humain, en termes d'organisation et de comportement de personnes."  (texte complet disponible sur MAGNUC).
     Comme vous le constatez la lecture de ce communiqué laisse perplexe. Il n'y a pas sur le site de spécialistes capables de comprendre comment fonctionne le coeur et que certaines erreurs sont dangereuses ? EDF veut gagner de l'argent et économiserait sur la formation, si c'est la conclusion, tous à vos plumes car ce ne serait pas admissible.
     Alors voici les dossiers, il y a du pain sur la planche et on a de la chance qu'il y ait encore du personnel formé sinon je crois que ce serait bien pire. La question pendante: ces dossiers datent de fin 95 et il serait souhaitable d'avoir plus d'informations sur ce qu'EDF a pu faire. En effet les rapports c'est bien mais sur le terrain ça se traduit par quoi.
    Pour le suivi du réacteur de votre région ou pour un suivi national consultez 36 14 MAGNUC (SUH ou les flashs). C'est le Minitel mais ça vous donne les infos.
    Les textes qui suivent sont un texte d'EDF et un texte de la DSIN. Il n'y a aucun ajout Gazette.
I - MAINTENANCE DU PARC NUCLÉAIRE E.D.F. 
POLITIQUE VIS-À-VIS DES PRESTATAIRES
E.D.F. / Production Transport / 21 novembre 1995
Exploitation du Parc Nucléaire

LE CONTEXTE

     La qualité de l'exploitation du Parc Nucléaire revêt une importance déterminante pour la réussite d'EDF.
     Certaines difficultés ou dérives rencontrées à la fin des années 1980, ont conduit E.D.F. à engager dès 1990 une série d'actions de fond dont les premiers fruits ont été recueillis dès 1993 et confirmés en 1994 et 1995.
     Ces actions qui concernent aussi bien la maintenance que la conduite des installations concilient décentralisation et responsabilisation des sites nucléaires et cohérence au niveau du Parc Nucléaire; concernant la maintenance, elles reposent sur 4 orientations.
    Évoluer vers des organisations plus responsabilisantes:
    Il s'agit de :
    - renforcer la responsabilisation des Centres Nucléaires de Production d'Électricité (CNPE) par une délégation accrue, associée à une vérification indépendante, également accrue;
    - simplifier les lignes hiérarchiques, tout en clarifiant les responsabilités et les pouvoirs;
    - réduire la parcellisation des tâches et le nombre d'interfaces; en effet, nombre des difficultés rencontrées trouvent leur origine dans la multiplicité des interfaces entre de nombreux acteurs;
     - renforcer les compétences et la culture sûreté de tous les acteurs de la maintenance. 		suite:
     Renforcer la maîtrise des arrêts de tranche :
     La réussite des arrêts de tranche sous tous ses aspects (sûreté, coûts, durée, dosimétrie, sécurité, conditions d'intervention, déchets…) nécessite une préparation et une planification minutieuses, ceci le plus tôt possible avant l'arrêt, ainsi qu'une coordination sans faille.
     L'organisation sous forme de "projet" des arrêts de tranche est la solution retenue par le Parc Nucléaire pour atteindre cet objectif. Elle permet une meilleure communication entre les métiers, notamment entre conduite et maintenance et une prise de décision pertinente et rapide. Elle est responsabilisante, favorise l'expression du professionnalisme de chacun, au service de la qualité.
     Renforcer la maîtrise d'ouvrage :
     L'exploitant E.D.F. entend conserver à tout moment la maîtrise des opérations de maintenance réalisées sur ses installations ce qui signifie qu'il assure a minima la maîtrise des activités suivantes :
     - le suivi permanent des matériels,
     - l'ingénierie,
     - la préparation, la planification, l'ordonnancement, le lancement, la conduite et le contrôle des opérations de maintenance, la coordination des intervenants, l'analyse des résultats et l'exploitation du retour d'expérience,
     - l'élaboration des méthodes,
     - le contrôle des prestataires.
     Bien entendu, pour certaines de ces activités (ingénierie, coordination des intervenants dans le cadre de prestations intégrées et élaboration de méthodes pour certaines interventions) E.D.F. est, en tant que de besoin, amené à s'appuyer sur les compétences de prestataires, en particulier celles des constructeurs.
     Par ailleurs, le personnel E.D.F. effectue les opérations de maintenance qui permettent de recouvrer, dans des délais courts, la disponibilité du matériel. Il exécute également d'une manière périodique certaines interventions qui lui permettent de conserver la maîtrise du geste technique et de pouvoir ainsi contrôler les prestataires.
     Développer des relations de partenariat avec les prestataires:
     Chaque année, les activités de maintenance des installations du Parc nucléaire mobilisent près de 30 000 personnes (10 000 agents EDF et 20 000 intervenants extérieurs), pour l'essentiel au cours des arrêts programmés pour rechargement de combustible. Cela représente quelque 14 millions d'heures d'intervention externe concentrées sur 7 à 8 mois, en dehors de l'hiver, période de forte consommation d'électricité. Les dépenses externes de maintenance s'élèvent ainsi pour 1994 à environ 6 milliards de francs (sur un total de 11 milliards).
     En dix ans, les grands rendez-vous de la maintenance - visites décennales, quinquennales, travaux pour mise à niveau - se sont intégrés dans la vie des installations. De nouveaux métiers, de nouvelles organisations, de nouvelles exigences ont émergé. Si la réussite des arrêts de tranche repose en tout premier lieu sur les agents d'E.D.F., le Parc nucléaire a également besoin de l'appui d'entreprises extérieures.
     Les constructeurs lui apportent leur connaissances approfondie du matériel, tant sur le plan de la conception que sur celui de la fabrication, et sont concernés par son évolution. Les entreprises de main-d'oeuvre qualifiée, locales, régionales ou nationales fournissent des compétences acquises en développant des solutions techniques pour différents clients; en outre, certaines constituent les forces d'appoint dont le Parc a besoin pour passer les pointes d'activité inhérentes au rythme saisonnier des arrêts de tranche. Enfin, des entreprises de service locales assurent les activités (nettoyage, gardiennage) trop éloignées des métiers d'E.D.F. pour y être intégrées.
     Les engagements durables qu'E.D.F. prend vis-à-vis des entreprises prestataires leur permettent de renforcer leur assise locale, régionale ou nationale, et de prospecter et obtenir de nouveaux débouchés. En confiant à des entreprises extérieures une partie des activités de maintenance, E.D.F. contribue ainsi directement à l'emploi.
     Depuis le début des années 90, le Parc nucléaire s'est engagé résolument auprès de ses prestataires afin que ceux-ci contribuent efficacement à l'atteinte de ses objectifs de sûreté et de compétitivité, ce qui implique notamment le renforcement du professionnalisme et une plus grande stabilité des emplois des intervenants, la réduction de la dosimétrie et l'amélioration de la prévention des risques et des conditions de travail.
     Le partenariat constitue le coeur du dispositif que le Parc met en place pour progresser avec ses prestataires vers ces objectifs.
     Ce sont les grands principes de ce partenariat et les résultats auxquels il a d'ores et déjà abouti qui sont présentés ici.
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L'ORGANISATION DES RELATIONS AVEC LES PRESTATAIRES

     EDF. s'engage dans la durée avec ses prestataires :
     Le partenariat mis en oeuvre par le Parc et ses prestataires se caractérise par des engagements pluriannuels qui procurent de la visibilité aux entreprises. Ils visent ainsi à stabiliser les emplois et favorisent l'investissement dans l'amélioration des compétences ainsi que dans les moyens, les outillages et, d'une manière générale, la recherche et l'innovation.
     Les commandes et les contrats couvrent de longues périodes, au moins trois ans. Ils sont porteurs de démarches de progrès; thème par thème, les objectifs à atteindre y sont précisés, ainsi que les principaux plans d'actions et les engagements réciproques.
     Le contenu de ces engagements devient, au fil des contrats, plus pertinent, plus concret, plus opérationnel, mieux relié aux objectifs d'E.D.F.; en particulier à ceux qui touchent à l'amélioration des conditions de travail des intervenants ou à la stabilisation des emplois sujets traditionnellement absents de toute approche contractuelle il y a quelques années.
     Sur un plan plus quantitatif, la progression est également notable : les 300 contrats pluriannuels de maintenance sur l'outil de production, signés ou en projet à court terme pour l'ensemble du Parc, représentent aujourd'hui plus de 3,6 millions d'heures par an (sur un total de 14 millions d'heures). Plus d'une centaine d'entreprises sont concernées par ces contrats.
     D'ici fin 1998, E.D.F. stabilisera par des contrats de longue durée environ 8 millions d'heures par an.
     La préoccupation d'E.D.F. est désormais que tous les acteurs concernés par l'application des contrats s'approprient et enrichissent en commun les objectifs et les plans d'action qui y figurent. C'est avec cet objectif que se développent dans les CNPE, par exemple à Golfech, Fessenheim, Bugey ou Cruas, des séminaires de trois jours autour du concept de partenariat. Ces séminaires réunissent des acheteurs, des préparateurs et des chargés d'affaire et de contrôle d'EDF aux côtés de Chefs de chantiers et d'intervenants des entreprises extérieures.
Au-delà des engagements contractuels, le partenariat conduit donc à une évolution des comportements et de l'état d'esprit de l'ensemble des acteurs, internes et externes, vers une plus grande transparence, une meilleure écoute et une meilleure confiance réciproque.
     Une politique d'achat basée sur le principe du mieux-disant :
     Le partenariat va de pair avec le maintien d'une saine concurrence. Mais E.D.F. veille à ce qu'elle soit organisée dans la durée, et c'est le sens donné aux contrats pluriannuels, et globale, ce qui implique une sélection des prestataires au mieux-disant.
     C'est ainsi que les réponses des prestataires aux consultations des sites sont de plus en plus évaluées, non seulement sur les critères traditionnels que sont le prix et l'offre technique, mais également sur des critères qui permettent de s'assurer que les intervenants sont correctement formés et qu'ils bénéficient d'une situation professionnelle suffisamment stable pour garantir une qualité répondant aux exigences du Parc.
     C'est ainsi, par exemple, que sont pris en compte les objectifs et les résultats du prestataire en matière de baisse de la dosimétrie ou encore le taux de turn-over de son personnel.
     Dans le prolongement de cette action, les CNPE demandent à leur prestataires de dimensionner leurs équipes pour faire face aux éventuels aléas et temps d'attente. Tout en oeuvrant pour la diminution de ces aléas, les CNPE incluent donc dans les commandes qui le justifient des provisions pour permettre aux prestataires de les absorber. Cette mesure va de pair, sur les sites, avec le développement d'un contrôle pertinent afin de s'assurer que les prestataires mettent bien les moyens convenus pour anticiper, de leur côté, ces aléas.

suite:
     La qualification : un label qualité décerné aux prestataires:
     La qualification des prestataires constitue une réponse essentielle pour améliorer la sûreté dans les activités de maintenance du Parc nucléaire.
     La qualification d'un prestataire consiste à lui reconnaître explicitement et formellement les capacités à contribuer efficacement à l'atteinte des objectifs d'E.D.F. et à poser avec lui les bases d'une démarche de progrès destinée à renforcer la qualité globale de ses prestations.
     Elle est prononcée pour un domaine d'activités spécifique (logistique nucléaire, robinetterie…) et conduit à l'attribution d'un véritable label "Prestataires du Parc nucléaire".
     Chaque entreprise est d'abord évaluée sur son organisation qualité, sur ses capacités en termes de compétences et de moyens et sur sa solidité économique et financière. Pour alléger les contraintes imposées aux prestataires, E.D.F. exploite dans ces domaines l'ensemble des informations existantes : ainsi que le champ d'analyse sur le domaine de l'assurance qualité est fortement réduit lorsque le prestataire possède l'une des certifications ISO.
     Dans son processus de qualification, E.D.F. analyse également le niveau d'adhésion du prestataire à ses objectifs en appréciant la pertinence des politiques de ce prestataire et des plans d'actions associés. E.D.F. analyse ainsi les résultats dans la durée : par exemple, l'évolution du taux de renouvellement du personnel, du taux de fréquence des accidents, de la dosimétrie, ou encore le respect de la réglementation du travail.
     Enfin une large place est évidemment donnée à l'évaluation des prestations réalisées et à leur adéquation par rapport aux exigences notifiées dans les contrats.
     La qualification est prononcée si le diagnostic est positif sur chacun de ces thèmes, ce qui signifie qu'il s'agit d'un processus de longue haleine mobilisant de nombreuses compétences au sein des Unités du Parc. A l'inverse, elle est retirée dès qu'une défaillance importante du prestataire survient, ce qui exige un suivi et une surveillance encore mieux adaptés de la part des sites.
     L'organisation retenue par l'Exploitation du Parc Nucléaire (EPN) répond au souci de décentralisation et de responsabilisation des Unités, dans la cohérence : c'est ainsi qu'un CNPE qui prononce une qualification, le fait au nom de l'ensemble des CNPE, pour le compte du Parc, sous le contrôle de la Direction de l'EPN au travers d'un Comité de Coordination de la Qualification des Prestataires du Parc.
     Le premier système de qualification, couvrant la logistique nucléaire, a été publié au Journal Officiel des Communautés Européennes au début de l'année 1995. La démarche d'E.D.F. constitue en effet une réponse adaptée à la directive européenne 93/98. Le système concernant la robinetterie a été publié au mois d'août 1995 et celui concernant les machines tournantes le sera au début de 1996. Les autres grands domaines seront couverts d'ici deux à trois ans. Les premiers titres de qualification seront décernés dès le début de 1996.
     En attendant d'être qualifiées, les entreprises continuent à intervenir sur les installations dans le cadre des exigences de base actuelles : être acceptées sur leur système qualité ou intervenir sous programme d'assurance qualité particulier.
     L'évaluation des prestataires et l'exploitation du retour d'expérience :
     La réussite des actions mises en oeuvre par E.D.F. dans le cadre du partenariat (contrats pluriannuels et qualification) dépend de l'évaluation rigoureuse des prestataires, des bilans périodiques communs et de l'exploitation avec eux du retour d'expérience.
     L'objectif de l'EPN en la matière est clair : l'évaluation des prestataires et l'exploitation avec eux du retour d'expérience doivent permettre de confirmer ou d'infléchir les démarches de progrès en cours, revoir éventuellement les objectifs et les plan d'action associés et appliquer les clauses contractuelles liées aux résultats.
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     Pour cela, il est nécessaire, d'une part, de s'appuyer sur des trames d'analyse bâties à partir des objectifs de l'exploitant et facilitant l'expression plutôt qu'une simple notation mécaniste; à cet effet, une nouvelle fiche d'évaluation des prestataires est mise en application depuis le printemps 1995 sur tous les sites. D'autre part, il importe d'allouer le temps suffisant aux acteurs internes et externes pour détecter les points forts et les insuffisances, les évoquer ensemble dans un climat serein et dépassionné, et en tirer tous les enseignements. C'est ce que s'emploie à faire l'ensemble des sites.
     Certes, des efforts sont encore à accomplir en particulier sur la qualité de l'évaluation des chantiers. Il est vrai que sont désormais abordés des domaines sur lesquels on avait peu demandé aux chargés d'affaire ou aux chargés de contrôle de s'exprimer jusqu'à présent : par exemple, sur le professionnalisme et la culture sûreté des intervenants ou bien sur la préoccupation de ceux-ci en matière de prévention des risques, ou encore sur leurs efforts pour réduire les aléas.
     La surveillance et l'évaluation encore plus rigoureuses de leurs prestataires permettent désormais aux sites de mieux éviter les défaillances de ceux-ci en détectant plus en amont les causes profondes pouvant générer des dysfonctionnements.
     Mais en cas de défaillance, l'exploitant est également aujourd'hui mieux armé puisqu'il dispose d'une panoplie de sanctions plus efficaces, notamment vis-à-vis des prestataires qui ont délibérément évité de faire face à leurs obligations. C'est ainsi que la perspective de perdre une qualification (et quelques exemples existent chaque année), ou de se voir retirer un contrat courant sur plusieurs années, incite les entreprises à mieux respecter des exigences qui leur sont par ailleurs plus clairement notifiées.
     E.D.F. s'implique auprès des prestataires pour les aider à faire face à la saisonnalité des arrêts de tranche :
     Les activités de maintenance du Parc ont un rythme saisonnier à l'inverse de la courbe des besoins en électricité : aussi; les arrêts se concentrent sur 7 à 8 mois (d'avril à octobre), lorsque la demande en électricité est plus faible. La qualité du service d'E.D.F. étudie les moyens de desserrer en partie cette contrainte dans le souci d'aider ses prestataires, et réfléchit à la possibilité de positionner un peu plus d'arrêts en mars et en novembre.
     Un message émis par les prestataires est qu'ils s'accommodent beaucoup mieux de la saisonnalité des activités lorsque les dates et les délais d'intervention sont connus à l'avance et respectés.
     Pour ce qui est de l'anticipation et de la visibilité, au-delà des actions volontaristes qu'elle entreprend en matière d'engagements pluriannuels, l'Exploitation du Parc Nucléaire se donne pour objectif de disposer du programme complet des travaux à effectuer en arrêt au moins 4 mois avant le début de ceux-ci. En ce qui concerne le respect des dates et des délais d'intervention, la réponse réside dans le renforcement de la qualité de la préparation et de la planification des arrêts et dans la maîtrise de leur conduite.
     E.D.F. s'attache aussi à écrêter les pointes d'activités confiées à un même prestataire. D'abord au niveau de chaque site, par un meilleur lotissement des activités qui lui sont confiées (activités mieux réparties dans le temps, mixage d'activités sur le chemin critique et d'activités moins critiques…). Ensuite au niveau régional, où l'un des objectifs majeurs des coordinations inter-sites est de mieux harmoniser et lisser l'appel aux prestataires communs à ces sites.
     Par ailleurs, le passage de quelques pointes oblige certains prestataires à utiliser du personnel d'appoint. Le Parc n'entend pas favoriser l'appel à l'intérim qui doit rester exceptionnel mais est parfois inéluctable. Dans cet esprit, il convient de s'assurer que les travailleurs intérimaires sont correctement formés, protégés et suivis médicalement.
     C'est pourquoi, depuis le 1er juillet 1995, les entreprises prestataires ont l'obligation de ne faire appel qu'à des entreprises de travail temporaire certifiées par le CEFRI  		suite:
(Comité français de certification des Entreprises pour la Formation et le suivi du personnel travaillant sous Rayonnement Ionisants). En complément, le Parc exige que les E.T.T. adhèrent à une charte (dite Charte "M") qui les engage sur la professionnalisation de leur personnel adaptée aux exigences de l'Exploitation du Parc Nucléaire.
     L'exploitant se donne les moyens de contrôler ce recours à l'intérim, notamment au travers de la qualification initiale du prestataire et de son évaluation périodique, afin de s'assurer du respect de ses engagements en la matière et d'éviter les abus.
     Par ailleurs, pour ce qui est de la prospection de nouveaux marchés, les prestataires peuvent s'appuyer sur les références obtenues auprès d'E.D.F. pour développer des stratégies de diversification.
     Enfin, de plus en plus de prestataires adoptent l'aménagement du temps de travail afin d'atténuer les effets de la saisonnalité.

LES HOMMES : CULTURE DE SÛRETÉ ET PROTECTION DES PERSONNES

     Le professionnalisme et la culture sûreté des intervenants se développent :
     Depuis juillet 1993 il est obligatoire, pour les intervenants d'entreprises prestataires d'avoir suivi une formation "Qualité Sûreté Prestataires" (QSP) pour pouvoir intervenir sur du matériel Important Pour la Sûreté (IPS). Cette formation d'une semaine, à laquelle E.D.F. a consacré environ 120 M.F., a été suivie par près de 22 000 personnes. Elle permet de mieux comprendre les principes de fonctionnement fondamentaux d'une centrale nucléaire, et de diffuser la culture sûreté. Un nouveau point est fait avec les intervenants qui ont suivi la formation QSP depuis plus de 3 ans : ce nouveau stage, "Post-QSP", constitue également une exigence de l'exploitant.
     Certains sites (Bugey, Cattenom) travaillent avec l'Éducation Nationale sur les métiers de la maintenance de centrale nucléaire, pour la mise en place de formations techniques certifiantes, qualifiantes ou diplômantes, de niveau CAP, BEP, BAC, BTS ou DUT, formations ouvertes à tous, agents E.D.F. et intervenants extérieurs.
     Afin de s'assurer que ses exigences vis-à-vis des intervenants extérieurs sont bien remplies, en particulier en matière de sûreté, E.D.F. a instauré depuis 1992 un carnet d'accès obligatoire pour le personnel exerçant une activité en zone contrôlée ou sur du matériel Important Pour la Sûreté.
     Ce carnet mentionne l'identification du salarié, le nom de son employeur, sa formation et ses habilitations ainsi que les informations concernant son suivi médical et dosimétrique. Il est individuel et suit le salarié durant toute sa vie professionnelle même en cas de changement d'entreprise.
     Aujourd'hui 22 000 carnets ont été distribués.
     Prévention des risques et suivi dosimétrique et médical : une rigueur identique pour les agents E.D.F. et les prestataires :
     L'objectif de l'EPN est de poursuivre la réduction de la dosimétrie, aussi bien collective qu'individuelle au cours des prochaines années. La cible, en 2000, est de ne pas dépasser 1,2 hSv par réacteur et par an, pour 2,4 en 1991 et 1,6 aujourd'hui (CF. figure n° 1). Par ailleurs, le Parc se donne les moyens notamment en travaillant en concertation avec les 24 entreprises concernées, de ne plus compter à cette même échéance, sauf cas exceptionnel, aucun intervenant au-dessus de 20 mSv sur 12 mois glissants. Là également, les résultats sont encourageants puisque le nombre de personnes concernées est passé de 1 200 en 1992 à moins de 600 aujourd'hui (cf. figure n° 2). Afin d'éviter les possibles dérives, les sites exigent progressivement dans leurs commandes que les entreprises ne licencient pas de salariés pour des motifs directement ou indirectement à l'atteinte des limites de dose.

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     Ces efforts de diminution de la dosimétrie individuelle concernent au premier chef les prestataires (cf. figure n° 3). Alors qu'en 1993 la dose moyenne annuelle des agents E.D.F. était de 1,9 mSv et celle des prestataires de 6 mSv, cette moyenne se situe désormais respectivement à 1,6 mSv et 4,4 mSv (la dose annuelle maximale autorisée est de 50 mSv).
L'application informatique DOSINAT, mise en place en 1992, permet de suivre en temps réel le bilan dosimétrique de chaque intervenant consolidé entre tous les CNPE, ce qui est indispensable pour suivre correctement tous les intervenants. A court terme, cette question partagée de la dosimétrie opérationnelle devrait être adoptée par le CEA, la COGEMA et les Armées, sous l'égide de l'OPRI.
     En matière de prévention des risques classiques, les résultats évoluent également positivement puisque le taux de fréquence combiné (E.D.F. plus prestataires), qui est celui sur lequel s'engagent les Unités, est passé de 14,9 à 12,8 entre 1993 et 1994. Les objectifs du Parc sont de réduire cette valeur de 30% d'ici 2000.
     C'est au quotidien, sur les chantiers, que ce challenge se gagne aujourd'hui, par une plus grande implication de la hiérarchie, une présence accrue sur le terrain, et une plus grande vigilance de tous.
     Les salariés des entreprises extérieures bénéficient également d'une meilleure formation (stage "prévention des risques" obligatoire). Par ailleurs la prévention des risques et l'amélioration des conditions d'intervention sont abordés d'une manière très opérationnelle par le personnel E.D.F. et celui des entreprises au cours des séminaires de partenariat organisés à l'occasion de la signature de contrats pluriannuels.
Enfin, E.D.F. travaille à améliorer encore la qualité et la continuité du suivi médical, déjà très rigoureux, des intervenants extérieurs. C'est ainsi qu'en attendant la parution probable d'un décret sur ce sujet, les sites demandent aux entreprises (progressivement contractuellement) que chaque salarié soit suivi par un cabinet médical unique.
     Les conditions de travail des intervenants constituent une forte préoccupation d'E.D.F. :
     L'amélioration des conditions de travail des intervenants des entreprises prestataires occupe une place importante dans les démarches de progrès mises en oeuvre par les sites et leurs prestataires.
     Sur ce sujet, deux problématiques existent : celle de la situation spécifique du personnel itinérant et celle des rythmes de travail sur les chantiers.
     On estime à environ 10% (soit 2 000 personnes), le nombre d'intervenants d'entreprises extérieures opérant en zone contrôlée sur 4 sites ou plus (cf. figure n° 4). Pour la plupart, il s'agit de personnel hautement qualifié qui effectue des interventions extrêmement spécialisées (ouverture et fermeture de la cuve du réacteur, examen non destructifs…).
     L'objectif du Parc est de minimiser les contraintes liées à la nécessité inéluctable de se déplacer d'un chantier à l'autre, qui touche cette minorité d'intervenants extérieurs.
     Pour chaque intervenant en déplacement, E.D.F. verse à l'entreprise qui l'emploie une indemnité d'un montant de l'ordre de 400 francs par jour destiné à couvrir les frais d'hébergement. La fiche d'évaluation des prestataires mentionne désormais le reversement de cette indemnité au personnel concerné comme un point de contrôle impératif par les sites.
     Des actions se développent progressivement avec les collectivités locales pour garantir autour des sites la qualité des structures d'accueil (gîtes, hôtels, campings pour caravanes…).
     La plupart des sites ont également entrepris d'améliorer les conditions d'accès des intervenants :
     - mise en place de points d'accueil des prestataires, de livrets d'accueil (Bugey, Dampierre…),
     - aménagement des parkings ou des locaux dédiés aux prestataires (nouveau bâtiment prestataires à Flamanville…),
     - rationalisation et meilleur étalement de l'arrivée des intervenants sur le site (Dampierre…).
     Un groupe de travail réunissant l'ensemble des sites et quelques prestataires proposera, dès le début de 1996, des mesures complémentaires d'envergure nationale : simplification des formalités d'accès, uniformisation des documents d'accès, délivrance d'autorisation permanente pour certains prestataires.
     Les initiatives destinées à lisser entre sites l'activité des prestataires, en prenant soin d'introduire une période de neutralisation entre deux contrats pour ceux dont les interventions ont de fortes probabilités de subir des aléas, sont également de nature à éviter les voyage de nuit ou encore le cumul excessif de journées de travail. 		suite:
Là encore, le contrôle par les sites des pratiques des entreprises extérieures est progressivement plus rigoureux.
     E.D.F. se mobilise également sur l'allégement des rythmes de travail. Une enquête (dite "STED") menée en 1993 à l'initiative du Ministère du Travail par des médecins du travail auprès de 2 500 salariés d'entreprises extérieures intervenant en zone contrôlée fait apparaître des progrès souhaitables dans ce domaine.
     Si cette enquête met bien en évidence les axes sur lesquels E.D.F. doit progresser elle donne également des raisons d'être davantage satisfait puisque :
     - d'une part, elle révèle qu'environ 80% du personnel des prestataires bénéficie d'un contrat à durée indéterminée pour moins de 3% d'intérimaires,
     -  d'autre part, 87% des personnes interrogées trouvent leur métier passionnant, 78% estiment avoir les moyens de faire un travail de bonne qualité, 87% jouissent de l'autonomie nécessaire, exercent des responsabilités et utilisent leur savoir-faire et 80% jugent le contrôle hiérarchique effectif et important.
PREMIERS RÉSULTATS ET PERSPECTIVES

     Une démarche qui entre dans sa phase de consolidation :
     Incontestablement, la démarche de l'exploitant vis-à-vis des prestataires est une démarche de longue haleine qui mobilise un nombre considérable d'acteurs. Aux yeux de la plupart des observateurs, les comportements évoluent et les premiers résultats, encore perfectibles, sont maintenant perceptibles :
     - les prestataires s'expriment positivement sur la pertinence des contrats pluriannuels dont ils sont de plus en plus nombreux à bénéficier. Ils reconnaissent que la pratique du mieux-disant se développe au sein des Unités du Parc et ils apprécient les nouvelles orientations des sites en matière d'évaluation et d'exploitation du retour d'expérience,
     - la qualification des prestataires va désormais permettre de franchir un pas décisif vers la qualité,
     - les résultats en matière de dosimétrie et de prévention des risques classiques s'améliorent et progresseront encore grâce à des actions volontaristes (cf. figures 1, 2 et 3),
     - E.D.F. engage des mesures qui renforceront, à court terme, le suivi médical et amélioreront les conditions d'intervention du personnel itinérant,
     - enfin, l'action que mène le Parc a des conséquences tout à fait mesurables sur l'amélioration de la qualité et de la sûreté. Ainsi, le nombre d'incidents recensés sur les installations, imputables à la maintenance, est passé de 200 à mi-1992 à 150 fin septembre 1994 (cf. figure n° 5). Il est certain que les initiatives d'E.D.F. en faveur des prestataires ont joué un rôle fondamental dans cette diminution : l'analyse des facteurs ayant provoqué ces incidents montre, en effet, que les progrès les plus sensibles concernent ceux où ils sont directement impliqués (coordination, communication, détection et traitement des écarts, qualité du contrôle, facteur humain).
      E.D.F. est à l'écoute de ses prestataires pour encore progresser :
     Le pilotage des démarches de progrès dont les grandes lignes sont décrites ici a été confié, sur chaque site, à un cadre de haut niveau, nommément désigné et à temps plein, membre de l'équipe de Direction de l'Unité ou en relation directe avec celle-ci.
     Il est l'interlocuteur privilégié des prestataires pour lesquels il constitues un recours en cas de difficulté dans la mise en oeuvre opérationnelle des actions en progrès.
     Plus globalement, E.D.F. analyse attentivement la perception des entreprises extérieures vis-à-vis de ses initiatives et apprécie les évolutions en cours en particulier au travers de leurs témoignages. C'est ainsi qu'une enquête réalisée début 1995 montre que, aux yeux des prestataires interrogés, l'EPN va dans le bon sens bien que les réalisations ne soient pas encore et partout à la même hauteur que les objectifs.
     E.D.F. a également l'opportunité de rencontrer d'autres observateurs qui lui permettent de mieux orienter son action : les organisations syndicales, la médecine du travail notamment sur le suivi médical, l'inspection du travail, sur le respect de la réglementation du travail et, bien sûr, l'Autorité de Sûreté.
 

 p.5
II- RÉACTEURS À EAU SOUS PRESSION
CONTRIBUTION DU FACTEUR HUMAIN À LA SÛRETÉ DE L'EXPLOITATION
Paris, le 30 novembre 1995
DSIN
     Monsieur le Directeur,

     Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base, j'ai fait procéder en 1993 et 1994 dans votre établissement à plusieurs visites de surveillance visant à apprécier l'incidence du facteur humain sur la sûreté de l'exploitation de vos réacteurs. Ces visites se sont principalement intéressées à la formation du personnel et aux incidents survenus sur vos installations. Par ailleurs, j'ai examiné plusieurs comptes rendus d'incidents significatifs, que les directeurs de vos sites m'ont transmis, conformément à mes demandes par lettre en références 1 et 2, et à votre directive en référence 3, et montrant une contribution importante du facteur humain à l'enchaînement des faits ayant conduit aux incidents.
     L'examen des constats issus de ces inspections et de ces comptes rendus d'incidents significatifs révèle des anomalies relatives au facteur humain qui me semblent importantes pour la sûreté et nécessitent une mobilisation de votre établissement. Les réunions entre nos représentants qui, depuis un an, se tiennent régulièrement sur ce thème, montrent que vous partagez mon souci de mieux prendre en compte la contribution des individus à la sûreté de vos installations. Toutefois, de ces réunions, il ressort que les initiatives de votre établissement en la matière sont encore balbutiantes et peu coordonnées. 

 Or, j'estime que les priorités d'action doivent aujourd'hui viser le comportement des personnes à tous les niveaux. Certains domaines méritent d'être abordés par votre établissement en priorité. Il s'agit notamment de :
     - la prise en compte, d'une part, de l'ergonomie lors de la conception des matériels destinés à être utilisés ou entretenus par vos agents, et d'autre part, des contraintes liées aux matériels lors de la préparation des opérations courantes d'exploitation de vos installations,
     - la définition du rôle des procédures de conduite, d'essai ou de travaux par rapport au savoir-faire des agents et l'élaboration de celles-ci en cohérence avec l'exigence de maintien de ce savoir-faire,
     - l'identification des besoins en formation de vos agents et l'implication de l'encadrement dans la formation quotidienne de vos agent à leurs fonctions,
     - la rigueur dans la réalisation et le contrôle des actions touchant à la sûreté des installations, et en particulier dans la gestion des arbitrages entre sûreté et disponibilité,
     - la communication entre services différents et entre niveaux hiérarchiques au sein d'une même entité, et en particulier, la remontée des informations connues et des difficultés rencontrées par les acteurs de base,
     - l'analyse approfondie de l'expérience d'exploitation.
p.6
     Je vous demande de bien vouloir vous engager, sous six mois, sur la réalisation d'actions concrètes et planifiées dans les domaines précités. Vous préciserez, pour chacun, de ces domaines, les objectifs prioritaires que vous vous fixez et les moyens que vous mettez en oeuvre pour y répondre. A cet égard, j'ai bien noté votre décision de mettre en place un consultant "facteur humain" sur chacun de vos sites. Je vous prie de me préciser, sous trois mois, les missions et les moyens de ces consultants, leur encadrement au plan national ainsi que l'avancement de leur mise en place sur les sites.
     Vous trouverez en annexe 1 les constats issus des visites de surveillance et des comptes rendus d'incidents significatifs ainsi que des demandes complémentaires auxquelles je vous prie de répondre également dans un délai de six mois. Les annexes 2 et 3 donnent les listes de ces visites de surveillance et de ces incidents significatifs. A cet égard, mes courriers récents portant sur les relations avec les prestataires, la qualité de la maintenance et l'organisation de la conduite ont pu déjà vous faire part de demandes sur certains des domaines évoqués précédemment.		      Par ailleurs, je vous prie d'établir, sous trois mois, un bilan des statistiques sur la fiabilité humaine, disponibles à ce jour, et concernant tant l'industrie nucléaire que les autres industries, et de me faire part des enseignements qui peuvent en être tirés dans votre établissement. A cet égard, vous me transmettrez, dans le même délai, le programme des essais de mise en situation recréée (essais MSR) que vous avez entrepris sur ce sujet, ainsi que leurs résultats.
     J'adresse copie de la présente lettre la Monsieur le Directeur de l'équipement, à Monsieur l'Inspecteur Général pour la Sûreté Nucléaire et Mmes et MM. les Directeurs des Centres Nucléaires de Production d'Électricité.
     Je vous prie d'agréer, monsieur le Directeur, l'expression de ma considération distinguée.

Pour le Directeur de la Sûreté des Installations Nucléaires. L'Adjoint au Directeur M. ROUSSEAU

     début p.7
ANNEXE 1
à la lettre DSIN / GRE / SD2.5 / n° 452/95
du 30 novembre 1995
---------------------
CONSTATS ET DEMANDES

     Cette annexe rassemble, d'une part, les constats issus des visites de surveillance (VDS) qui ont été effectuées dans votre établissement par les représentants de ma direction et ceux issus des comptes rendus d'incidents significatifs (CRIS) qui m'ont été transmis par les centres nucléaires de production d'électricité de votre établissement, et d'autre part, les observations et demandes auxquelles l'examen de ces constats m'a conduit.
     Je vous prie de répondre à mes demandes, sauf mention particulière, dans un délai de six mois.
     J'attire votre attention sur le fait que les observations et demandes formulées ci-après n'appellent pas de votre part des réponses ponctuelles aux constats qui les précèdent. En effet, mes demandes portent sur des faits et des pratiques observés plus largement dans votre établissement et dont les constats présentés dans cette annexe ne sont qu'illustratifs. Des demandes ont déjà pu être formulées, à l'issue des inspections, aux responsables des entités inspectées et il revient à ceux-ci, le cas échéant, d'apporter les réponses précises aux anomalies constatées.
     Mes demandes apparaissent en caractères gras.

1. FORMATION

1.1 Évaluation des compétences et habilitations
    - VDS du 6 avril 1993 à Bugey sur la formation du personnel.
A l'issue des stages de formation, les connaissances acquises par les participants sont évaluées au moyen d'épreuves écrites et orales mais les conclusions ne sont pas modulées; elles sont exprimées sous la forme "objectif non atteint" ou non.
     - VDS du 13 octobre 1993 à Saint-Alban sur la formation du personnel.
     L'évaluation qui suit la formation à la conduite se limite encore souvent à une appréciation du type "a atteint le niveau requis". L'exploitant ne procède pas à une évaluation plus fine des compétences de son personnel.
     Je vous prie de m'indiquer, tant au niveau du parc qu'au niveau de chaque site :
     - les critères que vous retenez pour procéder ou non à une évaluation à l'issue des stages de formation;
     - l'approche suivie pour évaluer les compétences acquises par les stagiaires, et si des réflexions sont engagées pour affiner cette évaluation, au regard des exigences du métier auquel ils sont formés;

suite:
    - comment de telles évaluations sont prises en compte dans le traitement du retour d'expérience des stages.
     - VDS du 3 novembre 1993 à Nogent sur la formation du personnel
     A l'issue de leur formation, les chefs d'exploitation travaillent en doublure avec d'autres chefs d'exploitation plus anciens. On ne garde pas trace du compagnonnage effectué par ces personnes dans leur cursus de formation.
     - VDS du 14 avril 1994 à Belleville sur la formation du personnel.
     Le compagnonnage n'est pas mentionné dans les plans individuels de formation ni pour les ingénieurs sûreté ni pour les ingénieurs sûreté maintenance.
     - VDS du 1er juin 1994 à Paluel sur la formation du personnel.
     Il n'est pas gardé trace du compagnonnage dans les plans individuels de formation.
     Je vous prie de m'indiquer :
    - la place que tient le compagnonnage dans la formation du personnel des sites nucléaires; vous me préciserez notamment les agents concernés par la formation en compagnonnage, quelle est la contribution de l'encadrement de vos agents à ce mode de formation et comment celui-ci est pris en compte pour décider de l'habilitation d'une personne à exercer une fonction;
     - les mesures que vous prenez pour garder trace du compagnonnage effectué par vos agents.
     - VDS du 14 avril 1994 à Belleville sur la formation du personnel
     Il n'y a pas mention, dans les carnets individuels de formation des agents, des équivalences entre les stages des premiers plans-guides de formation et les nouveaux stages qui les ont remplacés depuis.
     - VDS du 20 octobre 1994 à Penly sur la surveillance des prestataires.
     Un des chargés de contrôle n'a pas reçu de formation.      L'exploitant sous-traite une mission de chargé de contrôle à un agent d'un prestataire et cet agent n'a pas suivi la formation particulière des agents EDF chargés du contrôle.
     - VDS du 10 décembre 1993 à Chinon sur la formation du personnel
 fin p.7
     En consultant des plans types de formation des personnels techniques de la maintenance, les inspecteurs ont constaté que les séparations entre les stages obligatoires, les stages des plans locaux d'adaptation professionnelle et les formations complémentaires ne permettent pas d'avoir une connaissance rapide des exigences de l'exploitant quant aux habilitations.
     - VDS du 28 juin 1994 à Golfech sur les rondiers.
     L'exploitant n'a pas pu prouver que son organisation garantissait une période de recouvrement dans la délivrance des habilitations. Il est en effet nécessaire que le déclenchement du renouvellement d'une habilitation soit prononcé avant expiration de sa validité.
     - VDS du 13 octobre 1993 à Saint-Alban sur la formation du personnel.
     Les inspecteurs ont noté que les applications informatiques nationales ne permettent pas d'avoir une vue simple et exhaustive des critères d'attribution des habilitations.
     - VDS du 1er juin 1994 à Paluel sur la formation du personnel.
     En consultant un plan individuel de formation, les inspecteurs ont constaté que la fonction inscrite pour l'agent ne correspond pas avec l'habilitation.
     Plus généralement, en ce qui concerne l'attribution des habilitations, je vous prie de m'indiquer votre politique en ce qui concerne :
     - l'ensemble des éléments pris en compte pour apprécier si une personne détient les connaissances et les compétences requises pour exercer une fonction;
     - l'implication des responsables hiérarchiques, notamment des chefs de service, dans cette appréciation.
     Je vous prie également :
     - de me faire part des dispositions que vous prenez pour clarifier les documents justifiant l'habilitation de vos agents et pour vous assurer du maintien de la validité de ces documents;
     - de me préciser quel contrôle vous exercez sur vos sites pour vous assurer du bon fonctionnement de leur système d'habilitation.
     - de me transmettre le plan-guide de formation, dans sa dernière mise à jour, définissant les formations requises pour obtenir les habilitations aux différentes fonctions assurées dans vos centrales nucléaires.

1.2. Maintien des compétences
     - VDS du 10 décembre 1993 à Chinon sur la formation du personnel.
     Les inspecteurs ont consulté le plan individuel de formation d'un opérateur de deuxième niveau. Ils ont constaté que le recyclage RTGV n'avait pas eu lieu en 1993 alors que le plan local d'adaptation professionnelle prévoit la reprise de cette formation chaque année.
     - VDS du 14 avril 1994 à Belleville sur la formation du personnel.
     Interviewant un cadre technique sur la formation qu'il a reçue, les inspecteurs ont constaté que les agents de conduite opèrent peu de divergences et une équipe peut rester plusieurs années sans participer à une telle action. Ce point a également été soulevé par un opérateur.
     Le cadre technique interviewé n'a eu, par ailleurs, qu'un seul recyclage sur la panneau de repli depuis 1988.
     - VDS du 14 avril 1994 à Belleville sur la formation du personnel.
     Les chefs d'exploitation ont un rôle de formateurs et ils suivent des stages de formation pédagogique pour les préparer à ce rôle. Il n'y a pas de choix des personnels sur leurs aptitudes pédagogiques.
     Je vous prie de me faire part des dispositions que vous prenez :
     - pour garantir que vos agents effectuent bien les formations de recyclage prévues;
     - pour identifier leurs besoins en formation.
     Vous m'indiquerez notamment le rôle joué par les responsables hiérarchiques proches de vos agents, le chef d'exploitation et le cadre technique pour la conduite, le contremaître principal et le contremaître pour la maintenance, dans l'identification de leurs besoins en formation et dans l'apprentissage quotidien de leur métier.

suite:
     En particulier, en ce qui concerne les agents de conduite, je vous prie de vous prononcer sur la nécessité:
     - de renforcer leur formation à la conduite des transitoires d'exploitation normale du réacteur, en particulier de ceux qui ne sont pas simulables;
     - d'associer le personnel de terrain, techniciens et rondiers, aux actions de formation des agents de conduite à la conduite sur simulateur.

1.3. Organisations de la formation
     - VDS du 14 mai 1993 au service de formation du personnel de la direction du personnel et des relations sociales.
     Au jour de la visite, il n'y avait aucune organisation pour gérer le retour d'expérience de la formation au sein de l'institut de formation à la maintenance.
     - VDS du 6 avril 1993 à Bugey sur la formation du personnel.
     Il n'y a pas d'évaluation des formateurs mais seulement une validation par les résultats obtenus par les stagiaires à l'issue des stages auxquels ils ont participés.
     Je vous prie de m'indiquer quelle organisation est en place dans votre établissement :
- pour recruter les formateurs et évaluer leurs capacités à enseigner ;
- pour prendre en compte le retour d'expérience sur la formation.

2. ERGONOMIE
2.1. Ergonomie des locaux et matériels
     Identification des matériels et des locaux :
     - VDS du 28 mars 1994 à Blayais 3 suite à l'incident du 22 mars 1994 : arrêt automatique du réacteur suite à une erreur de tranche.
     Dans un local où coexistent des volants de commande de vannes appartenant aux tranches 3 et 4, il n'existe pas de séparation physique entre les groupes de volants correspondant à chacune des tranches et aucune signalisation n'est là pour prévenir d'éventuelles confusions.
     - Incident du 25 mai 1995 à Cruas 3 : fermeture intempestive de la vanne RCV 053 VP suite à une erreur de tranche.
     Les intervenants ont fermé la vanne RCV 053 VP de la tranche 3 au lieu de celle de la tranche 4. Sur l'ordre d'intervention auquel ils se sont référés, le numéro d'identification du local correspondait à la tranche 3 alors que, sur le régime d'essai, le numéro indiqué correspondait bien à la tranche 4. Le local de la tranche 3 où la vanne a été manoeuvrée par erreur se trouve juste en face du local de même repère de la tranche 4.
     - VDS du 28 juin 1994 à Golfech sur les rondiers.
     Lors d'un exercice de lignage du circuit EAS suivi par les inspecteurs, ils ont constaté que le local LD 313 du BAS n'était pas repéré contrairement aux locaux voisins.
     - VDS  du 17 mai 1994 à Bugey 4 suite à l'incident du 20 octobre 1993 : injection de sodium dans le circuit secondaire.
     Les vannes que le rondier a manoeuvrées par erreur étaient mal signalisées.
     Je vous prie de me faire part des actions que vous engagez pour améliorer l'identification des locaux et des matériels par vos agents, et plus généralement, pour accroître la fiabilité des manoeuvre effectuées sur le terrain. En particulier, je vous prie de vous prononcer sur la qualité et la fiabilité des différents moyens matériels utilisés pour la transmission des instructions aux agents de terrain (document écrit, informatique, échange oral par téléphone par exemple).
     Ergonomie des matériel et des outils :
     - Incidents du 16 janvier 1995 à Saint- Alban 2 : rejet incontrôlé de gaz radioactifs lors d'une opération d'échantillonnage de la phase gazeuse du ballon RCV 111 BA.
     Le débit d'échantillonnage ayant été jugé insuffisant par l'opératrice, celle-ci a ouvert davantage la vanne du dispositif de prélèvement, ce qui a conduit à une montée en pression du dispositif, à son expulsion et au rejet incontrôlé de gaz radioactifs dans les locaux puis à la cheminée. L'installation n'était pas pourvue d'une mesure de pression qui aurait indiqué à l'opératrice le dépassement prévisible de la pression pouvant être supportée par le dispositif de prélèvement.

p.8
     Dans la lettre précédant cette annexe, je vous demande de me faire part des dispositions que vous prenez, tant au niveau des services centraux que des sites, pour prendre en compte l'ergonomie lors de la conception des matériels et des instruments destinés à être utilisés ou entretenus par vos agents.
     Qualité des informations présentes en salle de commande et utilisation de celles-ci par les agents de conduite :
     - VDS du 29 mars 1994 à Chinon 3 suite à l'incident du 27 mars 1994 : baisse de niveau dans la bâche ASG au-dessous du seuil requis par les spécifications techniques d'exploitation.
     Sur la bâche ASG, il n'y a pas d'alarme correspondant au seuil de 560 m3, volume minimal requis par les STE dans l'état où se trouvait le réacteur 3 (arrêt à chaud sur GCT atmosphère). De plus, les appoints à la bâche ASG doivent être demandés à la tranche voisine.
     - VDS du 17 mai 1994 à Bugey 5 suite à l'incident du 25 avril 1994 : dépassement de la limite supérieure du diagramme de pilotage.
     Le calculateur d'aide au pilotage, non qualifié, indiquait à tort une stabilisation du xénon.
     - Incident du 7 août 1994 à Saint-Laurent 1 : sortie à plusieurs reprises du diagramme pression-température lors de la formation de la bulle au pressuriseur.
     L'équipe prenant la relève n'a pas contrôlé les alarmes présentes en salle de commande; certaines d'entre-elles lui auraient indiqué que les vannes d'isolement du circuit RRA, RRA 14 et 15 VP, étaient fermées.
     - VDS du 13 juin 1994 à Tricastin 4 suite à l'incident déclaré le 3 juin 1994 : surinsertion des grappes du groupe R.
     Les opérateurs n'avaient pas le sentiment de transgresser une spécification technique lorsque l'alarme rouge s'allumait notamment parce qu'ils savaient que ces transitoires étaient momentanés.
     - VDS du 1er avril 1994 à Cruas 4 suite à l'incident du 25 mars 1994.
     Les inspecteurs ont constaté la présence de l'alarme rouge 8 REA 401 AA relative à la bâche de préparation de bore REA 005 BA commune aux tranches 3 et 4. L'examen du KIT a montré que cette alarme était présente au moins depuis le 30 mars au matin. L'opérateur de la tranche 3, affecté également à la salle d'intertranche, n'avait reçu aucune instruction à ce sujet, ni écrite, ni orale, et ne s'était pas du tout inquiété de la raison de la présence de cette alarme, considérant comme normal qu'elle apparaisse fréquemment dès lors que la tranche 4 est à l'arrêt.
     - Incident de 3 mars 1995 à Bugey 3 : arrêt automatique du réacteur par basse pression du pressuriseur et permissif P7 intempestif suit à une intervention sur le capteur GSE 23 MP défaillant.
     La chute des grappes n'a pas été détectée par l'opérateur de conduite, alors seul en salle de commande au moment de l'incident. Celui-ci a systématiquement acquitté le klaxon mais n'a fait à aucun moment le lien entre le klaxon et l'alarme qui était apparue depuis le début de l'intervention sur le capteur GSE 23 MP. De multiples alarmes sont apparues rendant difficiles la détection et la gestion des informations par l'opérateur. De plus, le document d'entrée en consigne (DEC) n'a pas été appliqué par l'opérateur, l'alarme permettant d'entrer dans cette consigne n'ayant pas été détectée.
     Des constats cité précédemment, il ressort que la répétition dans le temps de sollicitations par le klaxon, pour des alarmes jugées mineures par l'opérateur, peut conduire à développer chez celui-ci une banalisation des alarmes. L'alarme qui est, par principe, destinée à éveiller l'attention de l'opérateur, risque de passer inaperçue. Par ailleurs, les situations incidentelles, où de nombreuses alarmes apparaissent simultanément, exigent de l'opérateur une attention redoublée pour prendre en compte toutes les informations qui lui sont apportées.
     Je vous prie de m'indiquer les actions concrètes que vous engagez pour améliorer :
     - la qualité des informations dont disposent les opérateurs en salle de commande, notamment leur fiabilité et leur clarté; 		suite:
     - l'interface entre l'opérateur et l'ensemble des dispositifs lui apportant des informations en salle de commande (notamment écrans informatiques, cadrans d'appareils de mesure, signaux lumineux et sonores associés aux alarmes), afin de faciliter la détection et la gestion par celui-ci des aléas survenant sur l'installation.
     A cet égard, je vous prie de me transmettre le programme des études et essais, portant sur l'ergonomie de la salle de conduite, et les résultats auxquels ils vous ont conduit. Vous m'indiquerez également comment ces résultats seront pris en compte dans le cadre de la conception des réacteurs du futur.

2.2 Consignes et autres documents
     Documents erronés ou incomplets :
     - VDS du 17 mai 1994 à Bugey suit à l'incident du 15 août 1993 : mauvais réglage de la butée des vannes des motopompes ASG.
     La butée des vannes des motopompes ASG a été réglée à tort à la même valeur que celle relative à la turbopompe ASG. La gamme EP ASG 205 utilisée pour l'essai périodique prête à confusion puisqu'il n'y est fait mention dans le titre que de turbopompe ASG et pas de motopompe ASG. Aucune correction n'a été apportée depuis alors que l'analyse de l'incident a été faite par le site.
     - Incident du 14 octobre 1994 à Gravelines 3 : indisponibilité de l'alimentation de secours du tableau SIP V, site à la mauvaise position du commutateur URA empêchant le basculement de l'alimentation normale sur l'alimentation de secours.
     L'essai annuel de décharge de la batterie de secours du SIP V ne prenait pas en compte la présence du commutateur URA et ne permettait donc pas de détecter qu'il était mal positionné. La gamme rédigée par la section électricité de la SUT et utilisée pour l'essai était incorrecte et n'avait pas été validée.
     - VDS du 1er avril 1994 à Cruas 4 suite à l'incident du 25 mars 1994 : arrêt automatique du réacteur par très haut niveau du générateur de vapeur n°2 lors du transitoire de baisse de charge préalable à l'arrêt pour rechargement.
     La consigne temporaire n° 463 modifiant les seuils des chaînes KRT présentait des anomalies. Notamment, elle indiquait à tort que son champ d'application est la conduite normale.
     - Incident du 11 avril 1995 à Gravelines 4 : dépassement du délai de repli autorisé suite au constat d'indisponibilité de l'accumulateur RIS 01 BA par concentration en bore insuffisante.
     La gamme décrivant les opérations à suivre pour réaliser l'épreuve hydraulique des accumulateurs n'avait pas pris en compte le risque de dilution à l'origine de l'incident, pas plus que le risque de mode commun (épreuves de deux accumulateurs en voie A et d'un accumulateur en voie B).
     Document inapplicables sans savoir-faire :
     - VDS du 1er avril 1994 à Cruas 4 suite à l'incident du 25 mars 1994 : arrêt automatique du réacteur par très haut niveau du générateur de vapeur n°2 lors du transitoire de baisse de charge préalable à l'arrêt pour rechargement.
     La procédure IRCP 8 (fuite primaire-secondaire sans intervention de l'injection de sécurité) présente une lacune : elle demande d'effectuer un bilan des fuites en relevant les débits de charge (RCV 18, 21 et 23 MD) et de décharge (RCV 05, 37, 39, 41 MD) mais ne précise pas que l'opération doit être effectuée à niveaux de bêches constants (pressuriseur et bâche RCV 02 BA). Le résultat obtenu peut être faussé si ce n'est pas le cas.
     - Incident du 3 octobre 1994 à Cattenom 2 : baisse de la concentration en bore au-dessous du niveau requis par les spécifications techniques d'exploitation.
     La consigne F RCV 9 utilisée pour faire la dilution ne prend pas en compte la configuration du circuit primaire : pompes primaires en service ou pompes RRA fonctionnant seules; Alors que le réacteur était à l'arrêt pour intervention, les deux files RRA en service et les pompes primaires à l'arrêt, l'opérateur a pris comme référence le volume brassé lorsque les pompes primaires fonctionnent pour calculer le volume d'eau claire à injecter dans le circuit primaire et il a ainsi surestimé le volume nécessaire pour obtenir la concentration voulue.

p.9
     - Incident du 18 mars 1994 à Flamanville 1 : gradient de refroidissement du circuit primaire supérieur à celui prescrit par les  spécifications techniques d'exploitation lors de la réalisation de l'essai périodique du groupe motopompe RRA (EP RRA 3.815)).
     L'essai périodique indique que le circuit doit être au préalable refroidi à un gradient de 28°C/heure jusqu'à l'état 60°C et 26 bars avec une pompe primaire en fonctionnement. L'opérateur a arrêté les trois pompes primaires en 5 secondes. Après avoir arrêté une pompe et avant d'arrêter la suivant, il aurait dû observer certains paramètres relatifs aux pompes et au circuit primaire. Cet incident montre que l'opérateur ne connaissait pas le matériel qu'il avait à manoeuvrer et qu'il a agi sans comprendre le processus physique qu'il avait à piloter.
     - Incident du 13 juillet 1995 à Bugey 3 : arrêt automatique du réacteur par déséquilibre eau-vapeur et bas niveau du générateur de vapeur n°3 suite à la perte de l'alimentation 48V du SIP 4C.
     Suite à l'apparition de l'alarme RCV 520 AA (Vanne d'aspiration des pompes RCV 034 OU 099 fermée), les opérateurs ont utilisé le document d'entrée en consigne (DEC). Le test du DEC portant sur le "basculement sur PTR" les a conduit vers la procédure I RCP 4. Lors de la confirmation du diagnostic, l'absence de l'alarme RCV 502 AA (vanne d'aspiration RCV 033 ou 100 VP fermée) qui aurait dû être présente les a conduit à s'interroger sur la pertinence de la procédure utilisée. Après avoir constaté la défaillance d'un capteur ayant induit l'apparition de fausses alarmes, l'équipe de conduite et l'ingénieur sûreté ont décidé de ne plus suivre la procédure non appropriée et de gérer l'incident avec la consigne I1.
     Ces nombreux constats révèlent, en premier lieu, un manque de rigueur dans l'élaboration des documents utilisés pour la conduite et la maintenance de vos installations;
     En second lieu, ils conduisent à s'interroger sur la définition du rôle des procédures de conduite, d'essai ou de travaux par rapport au savoir-faire des agents et sur l'élaboration de celles-ci en cohérence avec l'exigence de maintien de ce savoir-faire.
     En ce qui concerne les document relatifs à la conduite, j'ai bien noté que les directives DI n° 007 et n° 008, en application dans votre établissement, précisent les modalités de l'élaboration et de la mise en application des règles et des consignes de référence, ainsi que les modalités du traitement du retour d'expérience.
     Je vous prie de me préciser, plus généralement, l'organisation qui est en place dans votre établissement, tant au niveau national que local, pour garantir la qualité des documents lorsqu'ils sont élaborés ou modifiés.
    Vous préciserez notamment :
     - quel est le processus de validation des documents et comment les utilisateurs participent à ce processus;
     - quel retour d'expérience sur la mise en application des documents est effectué auprès des utilisateurs et comment ce retour d'expérience est pris en compte lors de la modification des documents et lors de la formation des agents;
     Vous vous prononcerez sur le caractère satisfaisant de cette organisation, au vu du bilan de son fonctionnement.
     Enfin, je vous prie de me faire part des analyses que vous menez sur le rôle que doivent tenir les procédures par rapport au savoir-faire des agents; vous m'indiquerez en particulier les résultats des essais MSR sur ce point et les enseignements que vous en tirez quant à l'élaboration des documents de conduite.
     - Incident du 3 mars 1995 à Bugey 3 : arrêt automatique du réacteur par basse pression du pressuriseur et permissif P7 intempestif suite à une intervention sur le capteur GSE 23 MP défaillant.
     Le branchement du capteur GSE 23 MP après intervention des automaticiens a provoqué un pic sur le signal de pression issu de ce capteur, ce qui a simulé un accroissement de la pression secondaire et a engendré les permissifs P13 puis P7/      L'apparition de ce permissif concomitante avec une pression basse dans le pressuriseur a provoqué l'arrêt automatique du réacteur.
     - Incident du 16 janvier 1995 à Saint-Alban 2 : rejet incontrôlé de gaz radioactifs lors d'une opération d'échantillonnage de la phase gazeuse du ballon RCV 111 BA.
     Le débit d'échantillonnage ayant été jugé insuffisant par l'opératrice, celle-ci a ouvert davantage la vanne du dispositif de prélèvement, ce qui a conduit à une montée en pression du dispositif, à son expulsion et au rejet incontrôlé de gaz radioactifs dans les locaux puis à la cheminée.  		suite:
Ce dispositif avait été récemment mis en place, l'activité élevée du circuit primaire ne permettant plus de faire le prélèvement selon le mode opératoire antérieur. L'intervenante n'avait pas été formée à l'utilisation de ce nouveau dispositif et elle ne disposait d'aucune gamme lui précisant la manière de l'utiliser.
     Dans la lettre précédant cette annexe, je vous demande de me faire part des mesures que vous prenez, tant au niveau des services centraux que des sites, pour intégrer les contraintes liées aux matériels et aux outils à la préparation des opérations courantes d'exploitation. En particulier, vous m'indiquerez les dispositions prises, lorsque des modifications sont apportées aux matériels ou aux locaux, pour garantir que vos agents reçoivent bien les informations et les conseils nécessaires à leur utilisation.

3. PRATIQUES QUOTIDIENNES
3.1. Manque de rigueur dans l'accomplissement des tâches.
     Réalisation, contrôle et vérification des activités touchant à la sûreté des installations :
     - VDS du 27 septembre 1994 à Saint-Alban 1 suite à l'incident de dilution du 14 juillet 1994.
     Outre la défaillance d'un matériel, cet incident est dû à l'inattention de l'opérateur qui a quitté son poste dès la dilution lancée, sans en surveiller les effets. Ainsi, ont été injectés 2 m3 d'eau claire au lieu de 140 l.
     - VDS du 29 mars 1994 à Chinon suite à l'incident du 27 mars 1994 : baisse de niveau dans la bâche ASG et cumul d'indisponibilités de groupe 1.
     L'ingénieur sûreté n'a pas communiqué à sa hiérarchie sa manière de lire les spécifications techniques d'exploitation, considérant qu'il n'y avait pas cumul d'indisponibilités, contrairement à sa direction.
     - Incident du 3 mars 1995 à Bugey 3 : arrêt automatique du réacteur par basse pression du pressuriseur et permissif P7 intempestif site à une intervention sur le capteur GSE 23 MP défaillant.
     Après détection de la chute des grappes, l'opérateur n'a pas appliqué le document d'entrée en consigne(DEC). Le contrôle par la hiérarchie ne s'est pas exercé puisque le cadre technique arrivé en salle de commande n'a pas demandé à l'opérateur d'appliquer la consigne incidentelle. L'application de cette consigne n'a pas été jugée utile par les agents.
     - Incidents du 7 août 1994 à Saint-Laurent 1 : sortie à plusieurs reprises du diagramme pression-température lors de la formation de la bulle au pressuriseur.
     L'équipe prenant la relève n'a pas contrôlé les alarmes présentes en salle de commande; certaines d'entre-elles lui auraient indiqué que les vannes d'isolement du circuit RRA, RRA 14 et 15 VP, étaient fermées. L'absence de débit RRA constaté par lecture du débitmètre n'a pas conduit les opérateurs à s'interroger sur le positionnement des vannes d'isolement du RRA.
     - Incident du 3 juillet 1995 à Bugey 3 : arrêt automatique du réacteur par niveau très bas du générateur de vapeur n°3 suite à un dysfonctionnement de la régulation de niveau des générateurs de vapeur suivi du déclenchement intempestif de la turbopompe ASG 003 PO.
     Le déclenchement de la turbopompe ASG, alors en cours de démarrage, n'a été détecté ni par l'opérateur secondaire, ni par le cadre technique. Un contrôle exhaustif de la fonction ASG aurait permis de détecter ce dysfonctionnement. Le CRIS indique à juste titre que la consigne I 1 utilisée ne demandait pas explicitement le contrôle de la mise en service de la turbopompe. Cependant, sur les documents de l'opérateur secondaire et du coordonnateur, relatifs à cette consigne, il est notamment demandé de confirmer la mise en service d'une pompe ASG, de contrôler les niveaux des GV et d'agir sur le débit ASG.
     - Incident du 25 mai 1995 à Cruas 3 : fermeture intempestive de la vanne RCV 053 VP suite à une erreur de tranche.
     Les intervenants ont fermé à tort la vanne RCV 053 VP de la tranche 3 au lieu de celle de la tranche 4. L'un des deux intervenants a vérifié sur l'étiquette de la vanne RCV 53 VP le numéro d'identification de cet organe.
     Il n'a pas prêté attention au chiffre inscrit devant le sigle RCV indiquant le numéro de tranche. L'autre intervenant n'a pas effectué de contrôle, ne remettant ainsi pas en cause l'action d'identification de son collègue.

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     - Incident du 6 janvier 1995 à Penly 2 : indisponibilité du système ASG suite au mauvais positionnement de la vanne ASG 166 VV.
     La vanne ASG 166 VV a été trouvée fermée alors qu'elle aurait dû être consignée ouverte au titre de la condamnation administrative relative à la disponibilité du système ASG. Deux essais périodiques n'ont pas permis de déceler ce défaut de position. Cet incident révèle des anomalies dans les manoeuvres de condamnation, ainsi que dans la réalisation, le contrôle et la vérification des essais périodiques.
     - Incident du 27 mai 1994 à Belleville 1 : indisponibilité de l'échangeur RRI 054 RF suite au mauvais positionnement de la vanne RRI  46 VE.
     Lors des manoeuvres de déconsignation qui ont suivi le nettoyage mécanique de l'échangeur, la vanne RRI 46 VE a été laissée fermée par erreur. La déconsignation a été effectuée sans gamme de lignage appropriée. De plus, lors de sa consignation, une pancarte "condamnée ouverte" avait été posée alors que cette vanne était fermée. Aucun contrôle de la position de la vanne n'a été effectué par l'intervenant ou par une autre personne chargée du contrôle de second niveau.
     Préparation des opérations touchant à la sûreté des installations:
     - Incident du  27 mai 1994 à Belleville 1 : indisponibilité de l'échangeur RRI 054 RF suite au mauvais positionnement de la vanne RRI 46 VE.
     L'ordre d'intervention relatif au nettoyage de l'échangeur RRI, matériel IPS, a été modifié sans analyse de sûreté au préalable. La phase de requalification n'a ainsi pas été programmée.
     - Incident du 3 mars 1995 à Bugey 3 : arrêt automatique du réacteur par basse pression du pressuriseur et permissif P7 intempestif  suite à une intervention sur le capteur GSE 23 MP défaillant.
     Le retrait d'exploitation du capteur GSE 23 MP est accordé par le chef d'exploitation le 3 mars au matin suite à la détection au cours de la nuit de la défaillance de ce capteur. La disponibilité de ce capteur était requise pour redémarrer le réacteur au cours de la nuit suivant, ce qui a motivé la programmation au plus tôt de l'intervention de la section automatisme. La préparation de l'intervention par la conduite a été insuffisante. Une analyse de risque aurait en effet conduit à programmer l'intervention à une pression du circuit primaire supérieure à 130 bars.
     - Incident du 8 septembre 1994 à Gravelines 1 : passage en état de repli suite à l'impossibilité de remplacer la pompe de charge RCV 02 PO défectueuse dans les délais impartis par les spécifications techniques d'exploitation.
     Lors de l'échange standard de la pompe, des difficultés de lignage et de positionnement de la pompe sont apparues. Les cotes avaient été mal relevées et la gamme d'intervention ne demandait pas le contrôle des jeux qui aurait permis d'anticiper les problèmes apparus par la suite. L'intervention a été insuffisamment préparée.
     En premier lieu, les incidents évoqués précédemment révèlent un manque de rigueur de certains de vos agents dans l'accomplissement de leurs tâches, en particulier l'application des procédures de conduite incidentelle. De plus, ces incidents, ainsi que ceux décrits dans le paragraphe précédent relatif au consignes et autres documents, montrent un manque de savoir-faire de certains agent : manque de compréhension des phénomènes physiques, manque d'observation des conséquences sur l'installation de leurs actions ou de celle d'automatismes. Ils conduisent à s'interroger sur la contribution de l'encadrement, par son action quotidienne sur le terrain, au savoir-faire et à la culture de sûreté de vos agents.

     Dans la lettre précédant cette annexe, je vous demande de m'indiquer les mesures que vous mettez en oeuvre pour renforcer la rigueur de vos agents dans l'accomplissement des actions qui touchent à la sûreté de vos installations. Afin d'expliquer les mesures que vous proposerez, vous me ferez part de votre analyse des raisons qui peuvent expliquer le manque de rigueur constaté au travers des incidents.

suite:
     En particulier, je vous prie de veiller à ce que les interventions sur les matériels importants pour la sûreté ne soient pas entreprises sans analyse de risque préalable et de me faire part des mesures que vous prenez en ce sens.
     De plus, je vous prie de me faire part, sous trois mois, de vos propositions pour que les comptes rendus d'incidents significatifs comportent une analyse plus approfondie des causes des incidents liées au facteur humain.
     En second lieu, les incidents cité précédemment révèlent des anomalies dans le contrôle et la vérification des tâches accomplies par vos agents. Or, l'arrêté qualité du 10 août 1984 prescrit dans ses articles 8 et 9 un contrôle et une vérification des activités se déroulant sur les installations nucléaires.
     Je vous prie de me faire part :
    - du retour d'expérience sur le fonctionnement de l'organisation actuellement en place, tant au niveau national que local, pour effectuer ce contrôle et cette vérification; vous indiquerez notamment quelle est l'acceptation par les agents des actions de contrôle;
     - des enseignements que vous en tirez pour améliorer son efficacité.

3.2. Manque de rigueur dans gestion des arbitrages entre sûreté et disponibilité.
     - Incident du 11 avril 1995 à Gravelines 4 : dépassement du délai de repli autorité suite au constat d'indisponibilité de l'accumulateur RIS 01 BA par concentration en bore insuffisante.
     Les opérations de passage à l'état de repli ont été entreprises tardivement, conduisant au dépassement du délai autorisé : 6 heures pour rejoindre l'arrêt intermédiaire aux conditions RRA à partir du constat d'indisponibilité de l'accumulateur. Le délai nécessaire pour passer du fonctionnement en puissance à l'état de repli état d'environ 6 heures, le réacteur n'aurait pas dû être maintenu en puissance. Le chef d'exploitation, en accord avec sa hiérarchie, n'a pas jugé nécessaire d'amorcer la descente vers l'état de repli, considérant qu'une concentration en bore correcte dans l'accumulateur pourrait être rapidement retrouvée par recirculation.
     Cet incident illustre une situation d'arbitrage entre les exigences de sûreté et les objectifs de disponibilité qui s'est conclue au détriment de la sûreté. A cet égard, j'ai bien noté la mise en place en 1996 au sein de votre établissement d'un observatoire qui s'intéressera aux arbitrages entre sûreté et disponibilité.
     Je vous prie de prendre vos dispositions pour que les contraintes de disponibilité des centres nucléaires de production d'électricité ne nuisent pas à la sûreté de leur exploitation. Dans le cas où des spécifications techniques d'exploitation seraient délibérément enfreintes par la hiérarchie des sites au motif d'améliorer la disponibilité, l'application de sanctions devraient être envisagée.
     En ce qui concerne l'observatoire évoqué précédemment, je vous prie de m'indiquer plus précisément l'objet des études qui seront menées, les méthodes qui seront utilisées, ainsi que les moyens qui seront alloués à cet observatoire. Enfin, je vous prie de me communiquer à la fin de l'année 1996 les résultats des études entreprises et les enseignements que vous en tirez.

4. COMMUNICATION
4.1. Communication entre services et entre équipes
     - Incident du 11 avril 1995 à Gravelines 4 : dépassement du délai de repli autorisé suite au constat d'indisponibilité de l'accumulateur RIS 01 BA par concentration en bore insuffisante.
     Le réglage du débit de la pompe RIS 11 PO, permettant d'obtenir un brassage correct de l'accumulateur RIS 01 BA et donc une homogénéisation de sa concentration en bore, a été réalisé tardivement. D'après le CRIS, lorsque l'équipe de conduite a constaté que la concentration en bore était insuffisante, elle a demandé à la maintenance d'augmenter le débit de la pompe. Une mauvaise communication entre les interlocuteurs a conduit à un retard de trois heures de l'opération d'augmentation de débit.

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     - VDS du 29 mars 1994 à Chinon suite à l'incident du 23 mars 1994 : détérioration de la pompe RCV 003 PO.
     L'origine de cet incident est le fonctionnement simultané des deux pompes RCV 002 et 003 PO avec un débit insuffisant. La pompe RCV 002 PO a été démarrée pour une opération de maintenance (détection de l'origine d'une fuite sur une vanne) et la RCV 003 PO pour réalisation d'un essai périodique (EP RPRT).
     - Incident du 8 septembre 1994 à Gravelines 1 : passage en état de repli suite à l'impossibilité de remplacer la pompe de charge RCV 02 PO défectueuse dans les délais impartis par les STE.
     D'après le CRIS, l'intervention de la maintenance n'a débuté qu'un jour après le constat d'indisponibilité de la pompe, en raison d'une incompréhension entre les services maintenance et conduite. La conduite n'est pas parvenue à convaincre la maintenance d'intervenir au plus tôt. Le chef d'exploitation n'a pas prévenu l'astreinte de direction du différend qui l'opposait à la maintenance.
     - Incident du 14 octobre 1994 à Gravelines 3 : indisponibilité de l'alimentation de secours du tableau SIP V, suite à la mauvaise position du commutateur URA empêchant le basculement de l'alimentation normale sur l'alimentation de secours.
     L'essai annuel de décharge de la batterie de secours du SIP V ne prenait pas en compte la présence du commutateur URA et ne permettait donc pas de détecter qu'il était mal positionné. La responsabilité de ce matériel électrique avait été transférée de la section automatisme de la SUC 3/4 à la section électricité de la SUT plusieurs années auparavant. L'électricien de la SUT qui a rédigé la gamme d'essai n'avait cependant pas reçu le dossier constitué de la documentation relative au matériel transféré et n'avait pas pris contact avec les automaticiens de la SUC 3/4. D'après le CRIS, les contacts entre les électriciens de la SUT et les automaticiens de la SUC 3/4 sont extrêmement rares.
     - Incident du 7 août 1994 à Saint-Laurent 1 : sorties du diagramme pression-température lors de la formation de la bulle au pressuriseur.
     Lors de la relève entre les deux équipes de conduite, l'isolement de la branche de retour du circuit RRA vers le circuit primaire, résultant de la fermeture des vannes RRA 14 et 15 VP, n'a pas été évoqué par l'équipe quittant son poste.
     Ces incidents révèlent des défauts de communication et de coordination entre les services ou les équipes impliquées, mais aussi des défauts d'organisation. 		suite:
Je vous prie de me faire part : 
- de l'analyse et des enseignements que vous tirez de ces dysfonctionnements;
- des actions que vous proposez, tant au niveau des services centraux que des sites, pour améliorer la communication et la coordination entre les services et les équipes.

4.2. Communication entre niveaux hiérarchiques
     - Incident du 3 octobre 1994 à Cattenom 2 : baisse de la concentration en bore au-dessous du niveau requis par les spécifications techniques d'exploitation.
     La demande de dilution a été faite par la section chimie directement à l'opérateur de conduite sans passer par le chef d'exploitation. La condamnation administrative anti-dilution n'ayant pas été reposée (le réacteur est en arrêt à froid pour intervention, le coeur ayant été rechargé ), la dilution a pu être effectuée sans l'aval du chef d'exploitation.
     - VDS du 29 mars 1994 à Chinon suite à l'incident du 23 mars 1994 : détérioration de la pompe RCV 003 PO.
     L'opérateur en charge de l'essai périodique s'est interrogé sur la configuration, non prévue dans l'essai, de fonctionnement simultané des deux pompes RCV 002 et 003 PO mais n'a pas fait part de ses interrogations à sa hiérarchie.
     - VDS du 13 juin 1994 à Tricastin 4 suite à l'incident déclaré le 3 juin 1994 : surinsertion des grappes du groupe R..
     Les opérateurs ont montré une certaine réserve à faire remonter vers la hiérarchie leurs difficultés, qu'ils jugent plus comme des difficultés de pilotage que de sûreté. Ils ont donc eu tendance à régler ces problèmes entre "gens du métier". Le chef d'exploitation n'a été averti des dépassements fréquents que le 30 mai 1994. Les relèves de quart, où s'échangent effectivement les informations concernant les difficultés de pilotage, s'effectuent entre opérateurs d'une part, cadres techniques d'autres part et chefs d'exploitation enfin. Seule une courte synthèse entre la totalité des équipes a lieu, elle paraît insuffisante pour faire remonter les problèmes de pilotage.
     Ces constats montrent des dysfonctionnements dans la communication entre niveaux hiérarchiques, qui sont révélateurs, d'une part, d'une mauvaise compréhension des rôles de chacun et de la nécessaire coordination dans l'équipe, d'autre part, de difficultés à communiquer.
     Je vous prie de me faire part de :
     - l'analyse que vous faites de ces dysfonctionnements;
     - des moyens que vous mettez en oeuvre pour y remédier.

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