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Cette expertise s'est déroulée d'Octobre 2000 à Septembre 2001. Elle s'est terminée longtemps après le redémarrage du réacteur. Comme nous le soulignons ce n'est pas au GSIEN de se substituer aux autorités mais on peut regretter que cet avis arrive bien tardivement. L'explication du retaed est complexe : 1-La Convention liant les parties pour le paiement et l'accès aux documents a été signé en mai 2001. 2-Une visite décennale représente un énorme apport de documents et nous ne sommes que 4 dont seulement 2 à la retraite. Cependant, même si EDF souligne que nous n'avons pas, sur la base de notre travail, déclaré le redémarrage incompatible avec la sûreté, plusieurs points sont à souligner (présents bien sûr dans le relevé de conclusions). Tout d'abord nous réaffirmons notre demande de visite de la cuve à 25 ans parce qu'il faut surveiller l'évolution des défauts. Même si d'aucuns pensent que ces défauts n'évolueront pas, il est parfaitement impossible d'en être certain donc.... Ensuite le chargement du réacteur avec des combustibles CYCLADES (taux d'enrichissement autour de 3,9 % pour un séjour en réacteur de 18 mois pose des problèmes aussi bien pour l'entreposage des combustibles neuf (risque de criticité accru) que pour la conduite du réacteur (quantité de bore). Nous comptons bien continuer l'analyse surtout après l'incident de Dampierre (erreur dans le positionnement des assemblages). mardi 2 octobre 2001, 11h23 Reclassement d'un incident dans une centrale nucléaire française PARIS (Reuters) - L'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) annonce qu'un incident survenu en avril à la centrale nucléaire de Dampierre-en-Burly (Loiret) a démontré des insuffisances dans le système de surveillance du parc nucléaire français. "Des premières mesures correctives ont été mises en place par EDF sur l'ensemble de ses réacteurs", précise l'ASN dans un communiqué. L'autorité de sûreté ajoute qu'elle "pourra être amenée à imposer à EDF des exigences complémentaires en matière de sûreté des opérations de rechargement de combustible". L'incident s'est produit le 2 avril pendant le rechargement du combustible nucléaire dans le réacteur n°4 de la centrale de Dampierre, aboutissant à un mauvais positionnement de 113 assemblages combustibles dans le coeur du réacteur. "Cet incident n'a pas eu de conséquences pour la sécurité des agents d'EDF", écrit l'ASN. Mais les résultats des analyses menées par EDF ont montré que "dans d'autres conditions, la position inadéquate des assemblages de combustibles dans la cuve aurait pu provoquer un début de réaction nucléaire". En outre, "les instruments de mesures existants n'auraient pas permis de détecter la montée en puissance et donc d'alerter les opérateurs avant le début de la réaction nucléaire". Initialement classé 1 - le plus bas - sur l'échelle internationale de gravité des événements nucléaires qui compte 7 niveaux, l'incident a été reclassé lundi au niveau 2 par l'ASN. "Le retour d'expérience tiré de cet incident a montré que ces insuffisances concernaient toutes les centrales nucléaires EDF", souligne le communiqué de l'ASN. (suite)
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La centrale de Dampierre compte quatre réacteurs de 900MW et emploie 1.200 personnes. L'analyse de l'incident laisse sur sa faim. A la lecture des différents communiqués, on constate que en février le réacteur a été arrêté pour fuite GV, fuite "fortuite". Cependant la fuite s'étant fortement amplifiée, il a fallu réparer. Pour ce faire il faut retirer les combustibles du coeur. Ces combustibles usés sont stockés en piscine en attente de rechargement. Sur ce réacteur arrêté il y a un incident niveau 1 (16 mars). Suite à la mauvaise mise à jour du document servant à guider les essais périodiques du résevoir d'un circuit de sauvegarde (EAS), circuit servant à diminuer la température et la pression dans le bâtiment réacteur en cas d'accident, son niveau n'a pas été vérifié. Il s'est donc vidé et est resté indisponible un certain temps (dernière visite correcte 23 nov 2000 et découverte du niveau trop bas, 16 mars 2001 ). Le 2 avril est alors survenu un incident, d'abord classé 1. Pendant le rechargement du coeur, le CNPE a découvert lors de la mise en place du 135 ème assemblage qu'il y avait erreur dans l'ordre de rechargement :113 assemblages se trouvaient décalés d'une place. Le rechargement a été stoppé et on a opéré le déchargement complet du coeur. Voici ce qui est alors explicité " Cet incident serait dû à une erreur humaine ponctuelle et à une lacune dans le système de contrôle du rechargement. Une analyse approfondie des risques encourus vis à vis de la reprise de la réaction nucléaire est en cours." Une inspection a été menée le 13 juin, avec "pour objectif d'améliorer la compréhension de l'incident significatif survenu le 2 avril sur le réacteur 4, alors en cours de rechargement. (...) L'inspection a permis l'examen des documents utilisés lors de ce rechargement, la rencontre et l'interview des acteurs impliqués dans l'incident, et la visite des installations de chargement du côté du bâtiment combustible. Des non-respects de procédures et d'habilitation du personnel, des problèmes d'ergonomie et de matériel, un manque de rigueur documentaire sont autant de causes à l'origine de cet incident. Des enseignements devront en être tirés par ailleurs au plan national en matière d'étude d'accident de mauvais positionnement d'assemblages." Cet incident qui aurait pu conduire à un accident de criticité "non décelable par les opérateurs" est très sérieux et doit être analysé pour prévenir sa répétition et l'empêcher. Il y a d'ailleurs eu aussi un accident du travail le 27 avril : un agent de la société Entrepose a fait une chute mortelle de 16 mètres.Une enquête est en cours et devra " dans le cadre de la surveillance renforcée exercée par l'ASN sur ce ste, déterminer les éventuels liens entre cet accident et les problèmes organisatioonnels et humains de la centrale de Dampierre." En ce qui concerne Fessenheim, nous allons donc reprendre l'analyse des combustibles cyclades et exercer une surveillance des incidents. Pour cela il faut avoir l'ensemble des données, comme le montre les simples citations prises dans Contrôle. Avec les 3 lignes rédigées lors de la mise en évidence de l'incident, on ne peut pas en mesurer la gravité potentielleEnsuite 3 mois après personne ne donne d'indication et on reste dans le flou. p.4
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La VD2 de FES 2 s'est déroulée du 8 juillet 2000 au 4 février 2001. La CLS a décidé de financer une expertise faisant suite à celle de la VD2 de FES1 et nous a demandé de la prendre en charge. Bien que la Convention ait été signée tardivement, EDF a accepté de nous transmettre les dossiers, d'organiser des visites de site. De plus, suite à la VD2 de FES 1 nous avons pu rencontrer des spécialistes de haut niveau sur les problèmes de criticité (changement du taux d'enrichissement des combustibles, allongement des cycles à 18 mois et prise en charge de Tokaï Mura), de métallurgie (phénomènes de fatigue, phénomènes de fragilisation de l'acier de cuve, analyse du couple fluence-RTnDT), de neutronique (dosimétrie de la cuve, fluence). Ces réunions nous ont permis d'avoir une vision plus globale de la recherche fondamentale en amont et des enjeux d'une visite décennale. En ce qui concerne le CNPE de Fessenheim, nous avons eu des échanges sur la prise en charge du facteur humain et bien sûr sur tous les aspects techniques de la VD2. Ces réunions ont été l'occasion d'une mise à plat des connaissances concernant le vieillissement des matériaux sous irradiation (évolution des défauts de l'acier des cuves, comptabilisation des situations), le calcul de la fluence (prise en charge des neutrons d'énergie supérieure à 1 MeV). Par contre sur le problème des incidents nous n'avons pas réussi à produire l'analyse pertinente qu'il faut sur ce sujet et que nous voulions faire. Ceci est dommage car il s'agit justement d'un sujet très intéressant pour la CLS. L'obtention de données plus détaillées que celles explicitant le classement sur l'échelle INES, lui permettrait de mieux exercer son rôle auprès de la population. La CLS pourrait examiner les circonstances, le déroulement et les mesures prises pour chaque incident. Elle pourrait alors fournir sa propre approche et participer au maintien ainsi qu'à l'amélioration de la sûreté de l'installation. Cela dit, il convient de se féliciter de la qualité et de la franchise des échanges qu'il a été possible d'avoir durant les réunions thématiques sur les incidents Les points saillants de cette VD2 sont les suivants: 1- Contrôle de la cuve Des défauts (4) de l'ordre de 10 mm ont été trouvés lors de l'inspection de la cuve de FES 2. Les calculs de résistance ayant été effectués pour un défaut maximum de (6 mm x 60 mm), de nouveaux calculs ont été menés, aussi bien par EDF que Framatome, pour vérifier la non-nocivité (au moins pour le court et moyen terme) des défauts constatés. Ces calculs nous ont été présentés en terme de température de transition ductile-fragile (à 20 et 40 ans) et en terme de longueur de défaut. Cette dernière approche a le mérite de se rapporter à un paramètre qui est contrôlé directement sur la cuve. Dans l'estimation en température les facteurs de marges oscillent, selon la gravité des accidents considérés, entre 3,36 et 1,6 (rupture ductile, indication 1z2). Dans celle en taille de défauts, le défaut acceptable est 3,6 fois plus grand que le défaut détecté à FES 2 (1,8 avec coefficient de sécurité) pour la situation la plus pénalisante... Les dernières évolutions du programme de surveillance qui ont été mises en place depuis la VD2 de Tricastin 1, premier réacteur où ces défauts ont été mis en évidence pour le palier 900 MWe, s'appliquent à tout le parc dont Fessenheim. (suite)
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En particulier le réacteur fonctionne à fluence réduite et avec une température de la bâche PTR (eau de secours en cas de perte de fluide primaire) maintenue à 20°C pour "limiter l'ampleur des sollicitations thermiques auxquelles la cuve pourrait être soumise en cas d'accident" (ASN, 27-10-00) Étant donné que la cuve de Tricastin subira un contrôle à 25 ans, le GSIEN recommande un examen à 25 ans de la cuve de FES 2 et ce quelque soient les résultats de Tricastin. 2- Inspection des internes de la cuve Une machine a été utilisée pour changer les vis des internes en raison du haut débit de doses délivré par ce composant. Cette machine s'est avérée non conforme aux spécifications et a entraîné un important retard du chantier VD2. Elle n'aurait jamais dû être qualifiée pour un chantier “ propreté nucléaire ”. Il y a là carence du suivi des outils d'intervention et de la préparation de la VD. Il faut cependant tirer les conséquences des problèmes rencontrés car en tout état de choses ce type de remplacement devra être effectué dans de meilleures conditions. D'une part, il faut éviter que le personnel soit soumis à des doses importantes. Et d'autre part il faut comprendre le phénomène de cassure des vis sous irradiation. De toute façon, un robot qualifié est indispensable car les vis devront être changées. En effet même si EDF parvenait à limiter ces bris de vis en changeant la nuance d'acier et/ou leur positionnement, les internes ont des vis cassées et il faudra en effectuer le remplacement. 3- Enceinte de confinement La mise en place d'un relevé des anomalies de la peau interne permettra de faire un suivi de l'évolution de la troisième barrière de protection. 4- La réévaluation sûreté: séisme et inondation Séisme : Il y a eu renforcement de certaines parties des bâtiments, en particulier des murs en parpaings pour éviter d'endommager des équipements, en cas de chute lors d'un séisme. Il reste à achever la mise à niveau de la résistance des bâches (réservoirs d'eau indispensables en cas d'incidents graves). La DSIN a exigé d'EDF de réaliser les travaux le plus vite possible et en tout cas avant 2002. Le GSIEN appuie cette demande car c'est un point de sûreté important. Inondation Suite à l'incident du Blayais de décembre 1999, une réévaluation du risque inondation a été faite ou est en cours sur tout le parc. Il convient de continuer les évaluations. En particulier il faut aussi prendre en compte la désorganisation éventuelle du site suite à des agressions d'ordre naturel externes ou internes (site non accessible à cause de routes inondées, vents violents, réseau électrique sinistré, etc.). Même si d'autres sites peuvent paraître plus vulnérables, la situation de la centrale de Fessenheim située en contrebas d'un canal n'est pas optimale et tout doit être fait pour sécuriser l'installation. p.5
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| 5-Analyse des incidents significatifs
Nous avons eu des réunions non seulement sur les incidents mais aussi sur l'approche “ facteur humain ”. Si sur l'approche “facteur humain”, les échanges ont été intéressants et pleins d'enseignement sur la vision EDF du sujet, ceux relatifs aux incidents sont restés relativement infructueux. En effet, bien qu'une analyse de tous les incidents de tous les sites soit réalisée au niveau des centraux d'EDF (et de la DSIN), cette analyse reste non accessible (il s'agit du fichier SAPHIR). Il en résulte une impossibilité à mieux comprendre la genèse d'un incident, son déroulement et les actions mises en œuvre pour corriger les défectuosités soit de procédure, soit de matériel. Dans ces conditions, il n'est pas étonnant de constater une mauvaise description des incidents dans les rapports fournis au GSIEN et des réponses encore insatisfaisantes aux questions posées. De plus il n'est pas normal que les réponses aux questions du premier rapport contiennent des informations nouvelles, ayant pour effet de modifier l'analyse sur la cause de l'incident. Il ne s'agit plus alors d'apporter seulement des précisions, mais une nouvelle description qui pose, elle aussi, des questions. Le GSIEN rappelle qu'en mars 2000, il avait été convenu que la CLS serait destinataire, chaque année au moins, d'un rapport complet sur les incidents explicitant le bref résumé INES. Ce rapport est un des éléments essentiels de l'information de la CLS mais aussi de la population. Le GSIEN demande donc que ce rapport détaillé soit fourni à la CLS Nota : ce rapport a été fourni à la CLS le 29 juillet. Le GSIEN ne l'a donc pas analysé. 6- Aspects mécaniques Rupture brutale Les concepts mécaniques utilisés sont assez bien établis dans le domaine de la mécanique de la rupture mais, pour des raisons de commodité industrielle, on mesure la résilience (qui est un paramètre indicatif) plutôt que la ténacité (qui est le paramètre mécanique pertinent). De plus, la caractérisation de l'ensemble de la structure est fondée sur des essais sur des éprouvettes dont la représentativité n'est pas garantie et les effets de certains paramètres mécaniques ne sont pas étudiés. Le vieillissement sous l'effet de l'irradiation est quantifié en terme de température de transition. Cette température est définie avec une large fourchette d'incertitude, de plusieurs dizaines de degrés. La description de son évolution sous les effets de la fluence est une formule empirique dont les fondements physiques sont encore objets d'étude. Fatigue L'approche de ce phénomène, même au plan strictement scientifique, est nettement plus empirique que celui de la rupture. Il reste donc une marge importante d'ignorance (ou de méconnaissance) entre les modèles et la réalité, il est donc essentiel de conserver des marges importantes de sécurité. Ceci doit conduire à vérifier que le facteur d'usage (qui est une mesure de la sollicitation totale) est très nettement plus petit que 1. La démarche consistant à se situer par rapport à une référence constructeur a l'avantage de présenter un premier niveau d'alerte quand une "situation" est saturée. En la reconsidérant, on se place à un niveau d'alerte moins contraignant. L'élaboration de nouvelles "situations" doit donc être réalisé avec beaucoup de prudence. Dans ce contexte, les opérations de surveillance, qui permettent de recaler le plus souvent possible les prédictions avec des mesures en situation réelle, doivent être maintenues. (suite)
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Le domaine de la fatigue n'est pas encore parfaitement maîtrisé, comme l'ont prouvé les dommages observés dans des piquages du circuit primaire après un très petit nombre de cycles de fonctionnement. La cause principale du problème était une sous évaluation du chargement. Elle révèle que les chargements ne sont pas toujours faciles à quantifier et que c'est une direction à ne pas négliger pour améliorer la sûreté. Faut-il, par exemple, continuer à négliger les chargements à faible amplitude et très grand nombre de cycles alors que certains chercheurs considèrent que la limite d'endurance est illusoire, n'existant qu'à cause du nombre limité des cycles d'essais? Le constructeur et l'exploitant se sont-ils préoccupés de problèmes de ce type ? 7- Fluence Nous restons convaincus que l'estimation de l'énergie des neutrons, en particulier irradiant les éprouvettes, reste entachée d'une grosse incertitude. La représentativité des éprouvettes servant au suivi de cuve est toujours aussi problématique. L'un des points qui nous paraît toujours aussi important est le fait que, même si l'approche industrielle par courbe enveloppe semble convenir, nous aurions souhaité que soient explicitées et justifiées les incertitudes expérimentales qui malheureusement n'apparaissent pas dans les procédures de détermination des RTndt. Finalement s'il est certain que le suivi des cuves est une des ambitions d'EDF, sa réalisation est encore très empirique. De plus la présentation des résultats des opérations de contrôle aurait gagné à être étayée par une analyse des incertitudes Le GSIEN souligne les efforts réalisés par EDF dans ces domaines sensibles. Mais le GSIEN rejoint l'ASN dans sa prudence : la durée de vie semble pouvoir être de 30 ans en respectant une fluence réduite et un fonctionnement sans à-coups inconsidérés, ainsi qu'une température de l'eau de secours à 20°C. Pour donner un accord à une durée supérieure, il convient de continuer les études et la surveillance du parc. 8- Points toujours en questions détecteur neutron (radioprotection du personnel) Il n'existe pas actuellement de détecteur opérationnel Le GSIEN insiste pour que la fabrication industrielle de détecteur de qualité se fasse dans les délais les plus brefs (les sociétés productrices de ces équipements sont, pour la plupart, des filiales des grands opérateurs de l'industrie nucléaire). Criticité Nous avons regretté, après la présentation à Cap Ampère que la question n'ait pas été évoquée auparavant sur le site. En effet, l'introduction de nouveaux combustibles plus enrichis a conduit à réaménager les aires de stockage des combustibles neufs. Mais, de plus, l'utilisation de ce combustible permettant un taux de combustion plus élevé et un séjour en réacteur plus long (18 mois), a entraîné d'autres modifications concernant, par exemple le bâtiment réacteur et le suivi de la puissance du cœur. Le GSIEN constate avec regret que ce problème d'allongement des campagnes et de mise en place de combustibles CYCLADES n'a pas été suffisamment évoqué lors des réunions avec le CNPE. Par contre avec les services centraux ce fut l'objet d'une réunion fructueuse. Risque Hydrogène Nous rappelons que le risque hydrogène est en cours de réévaluation et qu'il conviendra d'appliquer les conclusions de cette réévaluation au site de Fessenheim. p.6
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| Nous rappelons également
que les bâtiments-réacteurs ne sont toujours pas équipés
de dispositifs de détection d'hydrogène à réponse
rapide, ni de dispositifs de recombinaison à forte capacité
qualifiés pour travailler en conditions “ accident hors dimensionnement
”.
Les Allemands préconisent l'installation de tels recombineurs sur tous les sites. De ce fait, il avait été obtenu qu'il en soit prévu sur l'Europeen Pressurized Reactor (EPR), réacteur européen en cours de gestation. Pourquoi ne pas le généraliser à tous les sites français ? Le GSIEN préconise le suivi des réévaluations du risque hydrogène et en tout cas l'installation de détecteurs à réponse rapide ainsi que de recombineurs à forte capacité. Procédure U5 (filtre à sable) Rappelons que Fessenheim ne possède qu'un filtre à sable pour les 2 réacteurs. Ceci signifie que si un réacteur a un problème et utilise le filtre, le second est stoppé pour non disponibilité d'un équipement important pour la sûreté. En ce qui concerne la procédure U5, 2 problèmes se posent : -Le premier est celui de l'ouverture de la vanne. Pour celui-ci, EDF ne dispose pas pour le moment d'une évaluation précise du débit de dose que subirait un opérateur manœuvrant cette vanne, compte tenu des fuites d'air contaminé en provenance du bâtiment réacteur, dans les conditions de surpression conduisant à la mise en œuvre de la procédure U5. -Le second est celui de la fermeture de cette vanne après dégonflage de l'enceinte. Il ne nous paraît pas satisfaisant d'avoir comme seul élément de réponse le facteur d'atténuation provenant des protections installées, sans que soit mentionné le terme source. De plus, il nous semblerait logique d'évaluer la dose que recevrait l'opérateur lors de l'opération de fermeture, en prenant en compte à la fois les canalisations irradiantes et l'ambiance due aux fuites du BR. Cette étude "débit de dose" a été demandée par le CNPE. Nous en attendons les résultats. Mais de toute façon, nous insistons sur la nécessité de motoriser les vannes nécessaires à la mise en œuvre de la procédure U5. En situation accidentelle, les systèmes doivent assurer la protection du personnel et à notre avis seules des vannes motorisées peuvent le faire. Il faut actuellement 20 mn pour les fermer manuellement. En guise de conclusion :
(suite)
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Il reste, évidemment le difficile équilibre entre la sûreté et le poids économique des mesures à prendre (changement de matériels, etc.) ainsi que l'adéquation d'un réacteur vieillissant à des techniques nouvelles, difficiles à implanter. Les analyses menées par EDF sont trop à court terme et n'anticipent pas assez. Le résultat peut être tout à fait néfaste pour la sûreté. sur les contrôles de la VD2 1- CHANGEMENT DE LA VISSERIE DES INTERNES
p.7
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| En effet il fallait traiter l'eau
pour pouvoir ensuite nettoyer les internes. Des plongeurs spécialisés
ont procédé à l'enlèvement des limailles et
copeaux pendant 1 semaine. Ces opérations ont entraîné
une dose globale de :
Visserie -> 148 mSv Propreté de la piscine -> 50 mSv Une cartographie des vis sera faite pour évaluer les dégradations sous irradiation. Cette étude est en programmation. Nous ne savons pas comment sera menée cette analyse. Nous pensons souhaitable que la CLS soit destinataire des résultats des analyses. Ce chantier de changement de la visserie a mis en évidence : - une trop grande confiance dans les performances affichées par le constructeur. Cette machine avait été testée et qualifiée sur un réacteur espagnol. Comme les internes des réacteurs ne sont pas tous identiques, cette validation pouvait ne pas s'appliquer. Ce fut le cas. - les difficultés de récupération d'un chantier irradiant. - la nécessité de propreté lors de la réalisation d'un chantier. Notons à ce sujet que la limaille et la fuite de liquide ont considérablement alourdi la réalisation de l'extraction. Cette machine n'aurait jamais dû être qualifiée pour un chantier “ propreté nucléaire ”. Il y a là carence du suivi des outils d'intervention. Il est indispensable de tirer les conséquences des problèmes rencontrés car ce type de remplacement devra être effectué dans de meilleures conditions. En effet la dosimétrie engendrée par ce type d'incident doit être évitée dans la mesure du possible. Par ailleurs l'examen des vis extraites doit être impérativement mené à bien, pour mieux suivre les dégâts que subissent les internes sous irradiation. Précisions apportées par EDF (21 mai 2001) : “ Le cloisonnement du cœur est constitué de planches verticales et de renforts horizontaux sur lesquels les planches sont fixées par 960 vis de diamètre 5/8 de pouces soit 1,59 cm. Le mode de dégradation des vis de cloisonnement est identifié. Il s'agit d'une fissuration par corrosion sous contrainte assistée par l'irradiation. ” L'ASN était moins catégorique (rapport 2000 page 233) : “ Si la cause de la dégradation est attribuée à un phénomène de corrosion sous contrainte assistée par l'irradiation, les mécanismes de fissuration ainsi que la cinétique des dégradations ne sont pas encore connus avec précision. ” Ces défauts ont été mis en évidence dès 1988 sur Fessenheim et Bugey. Comme nous l'avons expliqué pour la VD2 de FES 1, EDF faisait un suivi et devait procéder au remplacement des vis défectueuses. Sur FES 1 la non-disponibilité du robot a contraint l'exploitant à différer cette campagne. Sur FES 2 l'intervention a “ posé de nombreux problèmes techniques, dont une fuite de glycol de l'outillage utilisé qui a entraîné de longues opérations de purification de la piscine du bâtiment réacteur. Après analyse du retour d'expérience tiré de cette intervention, l'Autorité de sûreté se prononcera début 2001 sur le programme de remplacement des vis du cloisonnement de Bugey 2. ” (Rapport ASN 2000, page 233). EDF assure : “ Sur la tranche 2 les derniers contrôles, par Ultra Sons (US), ont été réalisés en 1998 : 47 vis classées défectueuses ou ininterprétables sur la totalité des 960. En 1999, EDF a décidé d'utiliser une méthode industrielle pour remplacer à grande cadence l'ensemble des vis nécessaires à la tenue du cloisonnement en situation accidentelle et des vis présentant des indications au dernier contrôle. (…) Le planning initial visait à remplacer les 323 vis sur une durée de 25 jours (70 minutes pour une vis saine, 2 à 3 h en cas de difficultés). (suite)
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Au cours de l'intervention de remplacement à grande cadence, 2 vis n'ont pas été extraites ; (..) l'outillage ne pouvait se positionner de façon suffisamment précise. Pour traiter l'écart, 5 autres vis ont été choisies pour être remplacées, (..) 1 vis a été remplacée hors programme à la suite de l'engagement par erreur de l'outil. ” En ce qui concerne FES 1 EDF rappelle, à notre demande : “ Les 960 vis de la tranche 1 ont fait l'objet d'un contrôle par ultrasons. En tout, 34 vis ont été classées défectueuses ou ininterprétables. Aucune vis n'a été remplacée à ce jour. ” Ce chantier pose un certain nombre de questions. Il était évident que les enjeux étaient de taille : - parvenir à éviter d'irradier du personnel, - réaliser le changement pendant les 100 jours de la VD2 Or la machine qui n'était pas opérationnelle pour la VD2 de FES 1 ne l'était guère plus pour celle de FES 2 puisqu'elle présentait au moins 2 caractéristiques inadmissibles : mauvais fonctionnement de l'aspirateur de copeaux et fuites du bras hydraulique. De plus, comme il s'avère impossible de se positionner sur certaines vis, on en a remplacé d'autres à la place… Ce changement des vis est une opération incontournable, il faudra donc mettre au point le bon robot. Ce qui n'est pas le cas pour le moment. 2- EXAMEN DE LA CUVE L'examen de la cuve a permis de mettre en évidence des défauts. Ces défauts sont de taille supérieure aux valeurs enveloppes introduites dans les calculs pour estimer le temps de vie de la cuve. Des défauts de ce type, et en plus grand nombre, ont été vus et analysés à Tricastin en 1999. L'Autorité de Sûreté a autorisé le redémarrage de ce réacteur pour une période de 5 ans. En effet il convient de vérifier l'évolution de ces défauts sous irradiation et de déterminer leur nocivité même si les calculs semblent montrer que leur présence n'empêchera le réacteur de fonctionner 30 ans. Les conclusions sont beaucoup plus prudentes quant au dépassement des 30 ans et nous l'avons déjà souligné dans le rapport VD2 de FES1. Les indications sont caractéristiques de défauts du type "fissuration à froid produite lors de la dépose du revêtement ". Rappelons (rapport VD2 FES1 mars 2000) la position de l'Autorité de Sûreté : - les défauts sous revêtement (cas général) : Il y a une vingtaine d'années, des défauts sous revêtement avaient été découverts dans les tubulures de cuve et dans les plaques tubulaires des générateurs de vapeurs. Les résultats obtenus à Tricastin 1 montre que le risque d'avoir créé en fabrication des défauts de fissuration à froid sous revêtement dans les viroles de cuves, pouvant atteindre ou dépasser légèrement 10 mm de hauteur, ne peut être écarté dans la plupart des cuves du palier 900 MWé. Cette découverte remet en cause les hypothèses faites pour exclure la présence de ce phénomène sur les autres pièces revêtues. Dans son rapport de 2000 l'ASN ajoute : "Le suivi régulier et précis de l'état de la cuve est essentiel pour les deux raisons suivantes : - la cuve est un composant dont le remplacement n'est pas envisagé à la fois pour des raisons de faisabilité technique et d'opportunité économique ; - la rupture de la cuve est un accident jugé inenvisageable, dont les conséquences ne sont donc pas prises en compte dans l'évaluation de la sûreté du réacteur. La validité de cette hypothèse nécessite que des mesures de conception, de fabrication et d'exploitation adaptées soient prises." p.8
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| En fonctionnement normal, la
cuve se dégrade lentement : en effet le rayonnement neutronique
en provenance du cœur fissile fragilise lentement le métal de la
cuve au droit du combustible. Cette fragilisation rend en particulier la
cuve plus sensible aux chocs thermiques sous pression ou aux montées
brutales de pression à froid. La présence d'une fissure serait
alors potentiellement dommageable.
(…..) Les défauts détectés jusqu'à maintenant ont tous été jugés non nocifs à l'horizon de 30 ans de durée de vie" Le sujet n'est donc pas clos. L'Autorité de Sûreté attend les résultats des contrôles de Tricastin en 2004 pour statuer mais aussi le dossier "tenue en service des cuves du palier 900 MWé", dossier attendu pour 2001. En ce qui concerne Fessenheim, le suivi de la cuve dépendra, pour partie, des résultats des contrôles effectués à Tricastin. Nous pensons que la présence de défauts à Fessenheim oblige à effectuer un contrôle intermédiaire et nous préconisons qu'il soit programmé en tout état de cause. De fait les vérifications effectuées par le BCCN montrent la fragilité des hypothèses et les incertitudes résiduelles. C'est pourquoi cette vérification à 5 ans a été imposée sur Tricastin. En ce qui concerne Fessenheim on s'oriente vers un "wait and see", c'est-à-dire qu'en fonction des résultats de Tricastin on avancera ou non la prochaine visite de la cuve. Il nous paraît donc, indispensable pour des raisons de sûreté de pratiquer cet examen complémentaire à 5 ans. 3- BILAN DES MODIFICATIONS IPS Fin novembre, les modifications étaient toutes terminées. Mais il restait 25 % des dossiers à requalifier au démarrage du réacteur. La VD2 de FES 2 comportait 102 modifications IPS soit 25 % de plus que sur FES 1. - 60 % des dossiers sont des réévaluations de sûreté (50 % liés à la tenue au séisme soit 26 dossiers) - 30 % sont fonctionnelles et concernent les GV (nouvelle régulation du niveau) - 10 % sont dues à l'obsolescence du matériel (rénovations d'instrumentation) Celles qui concernent la tenue au séisme (26 IPS) se répartissent ainsi : - 30% séisme événement -> cloisons en parpaing. - 8 % tenue des ouvrages -> bâche ASG. - 62 % Qualification K3 -> tenue des diesels. 2 IPS ont été déprogrammées (contre 20 à FES 1, qui seront reprises lors de l'arrêt pour rechargement et maintenance en 2002). Ces IPS non réalisées montrent que certaines modifications sont difficiles à mettre en œuvre soit en raison de problèmes techniques soit par manque de personnel qualifié. En 2001 les 2 bâches PTR seront mises à niveau en ce qui concerne la tenue au séisme. Pour le problème du flambage, les travaux ne seront pas effectués avant 2002. En ce qui concerne la bâche ASG, les travaux résiduels (ancrage) pour la tenue au séisme initialement programmés en 2002 par EDF seront réalisés mi 2001 à la demande de l'ASN. Précisions EDF apportées le 21 mai 2001 (fiche n° 7): La tranche 2 de Fessenheim a intégré en totalité, à l'exception de 2, le lot de modifications concernant la sûreté, prévues au cours de la VD2. Les 2 dossiers déprogrammés sont : FS1938 : “Protection contre les fuites RIS/RCP”: Ce dossier a été réalisé sur la tranche 1. Mais le dispositif mis en place n'a pas été mis en service. L'instruction du mode opératoire, et des critères associés, est toujours en discussion avec l'autorité de sûreté. Celui-ci sera mis en service, à titre expérimental pour l'ensemble du Parc, après l'arrêt simple rechargement de l'année 2001. (suite)
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Le dossier a été déprogrammé sur la tranche 2, en raison des difficultés rencontrées au cours de l'été sur les ressources disponibles en soudeurs qualifiés. Il est prévu de le réaliser au prochain arrêt pour rechargement et maintenance. FS1631 : “Isolement automatique APG sur abaissement du niveau canal”: Ce dossier n'a pas été réalisé sur la tranche 1. Les capteurs prévus dans le dossier initial n'ont pas une technologie suffisamment fiable pour la fonction à remplir. Le site a pris la décision de le reporter et a demandé un complément d'instruction aux Etudes EDF. L'isolement du circuit de purge des générateurs de vapeur reste une action “manuelle” de la responsabilité de l'opérateur, en application d'une procédure après apparition de l'alarme actuelle. COMMENTAIRE: L'Autorité de Sûreté a exigé que la mise à niveau séisme soit réalisée le plus vite possible et en tout cas avant 2002 (décision DSIN-GRE/SD2 n° 51-2001 du 3 avril 2001). Nous soutenons cette demande qui est de nature à améliorer la sûreté du site de Fessenheim. 4- PROGRAMME DE CONTRÔLE Pour les contrôles des circuits principaux de la tranche, 3500 examens non destructifs ont été réalisés et ont donné lieu à l'ouverture de 135 fiches de suivi (250 fiches en tranche 1) dont 32 pour la cuve (54 fiches en tranche 1). Aucun défaut trouvé dans les composants n'empêche le redémarrage de la tranche. a) contrôle du circuit primaire principal : Rien de spécial n'a été mis en évidence. b) contrôle du circuit secondaire principal et des canalisations de l'îlot primaire : - Sur un support de pompe primaire (boucle 1) une indication nouvelle linéaire de 30 mm a été relevée par ressuage. Il s'agit d'un défaut de fonderie. Aucune trace d'évolution en service n'a été mise en évidence -> fiche de suivi. - Sur 6 tronçons du RRI et 1 tronçon du RRA -> observation de zones d'érosion par cavitation. Ce sont des défauts liés à l'exploitation. Apparemment ce sont les seuls. c) programme d'investigation complémentaire PIC : - Des indications ont été relevées sur le corps de 3 robinets d'arrêt vapeur -> défauts de fonderie sans évolution en service. Une étude de réparabilité est en cours. - Des épaisseurs inférieures à l'épaisseur de calcul ont été détectées sur une tuyauterie ANG. La pièce a été remplacée. Rien n'a été décelé sur les zones de même type. - Sur la soudure de liaison des internes sur le dôme du GV1 -> fissure (560 x 4,2 mm) revue sans évolution, donc laissée en l'état. d) contrôles des tubes des générateurs de vapeur : - Le nombre total de tubes obturés sur les 3 GV est : 587. Ceci représente un total de 5,8 % de tubes obturés (GV1 : 7,2 %, GV2 : 3,4 %, GV3 : 6,6 %). Les causes de bouchage sont pour 44 % dues à la dégradation d'une plaque entretoise (plaque de maintien des tubes). Les GV se sont mieux comportés que ceux de la tranche 1 Leur remplacement sera programmé après celui des GV de FES 1 dont l'un (GV1) est proche de 12 % de tubes bouchés. 5 – ÉPREUVE ENCEINTE Réponses EDF sur le suivi : A- Suivi de la peau métallique et des cloquages A la suite de la VD2 de FES 1 il avait été conclu à la nécessité d'effectuer un suivi de la peau d'étanchéité. Dans ce dessein, il a été effectué une cartographie mais aussi un examen des grandes traversées. 5 tôles ont été prises comme témoin. p.9
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| Dorénavant des contrôles
d'évolution seront réalisés périodiquement.
Le GSIEN ayant posé des questions à propos de ce suivi, se félicite de la décision prise qui permettra de mieux apprécier l'évolution de la peau métallique. B- Rapport entre le suivi périodique de l'intégrité de l'enceinte et l'épreuve décennale (réponse remise le 21 mai 2001) SUIVI RÉGLEMENTAIRE EN VD2 “ La vérification de la résistance aux conditions accidentelles est réalisée lors des épreuves enceintes. Des essais complets, portant sur l'ensemble du système de confinement, sont effectués dans des conditions aussi représentatives que possible, de celles existant pendant un APRP*. La périodicité de 10 ans est déterminée par analogie avec la périodicité adoptée pour les visites complètes, et réglementaires, du circuit primaire principal. L'essai décennal est réalisé à température ambiante. Le taux de fuite mesuré est bien la traduction de l'air qui s'échappe de l'enceinte. Le critère retenu, à respecter, tient compte des écarts entre les configurations des essais et ceux lors d'un APRP* (température, présence d'un mélange de vapeur et d'incondensables). Pour l'établir, la formule de transposition admet le régime d'écoulement le plus défavorable, c'est-à-dire l'écoulement turbulent en milieu rugueux de NIKURADZE. ” SUIVI PÉRIODIQUE (mensuel): “ Ceci étant, des essais partiels plus fréquents sont effectués. Ils portent sur les éléments les plus critiques (les pénétrations, les vannes d'isolement), pour lesquels les risques de dégradations et les conséquences radiologiques liées à ces fuites potentielles sont les plus élevés, de façon à mieux surveiller les composants les plus sensibles. De la même façon, et pour les mêmes raisons, l'étanchéité des enceintes est contrôlée, de façon globale tous les mois. Une méthode de mesure a été développée pour déterminer un débit de fuite à partir de 10 mesures de température et de 2 mesures d'hygrométrie associé à un découpage du BR en volumes élémentaires. La valeur obtenue est suivie et ne doit pas dépasser une valeur maximale de 5 Nm3/h. Ce critère est un compromis entre une détection efficace d'un côté, et la qualité de la méthode, la précision des mesures, d'un autre côté. (...) En dessous de 5 Nm3/h, l'enceinte est réputée être dans un état global d'étanchéité acceptable vis-à-vis de l'exploitation de la tranche. Par ceci il faut entendre que les composants les plus critiques ont une étanchéité suffisante compte tenu de la précision des moyens de mesures et de la méthode. (…) En conclusion : les critères d'acceptation lors des épreuves enceinte et des essais mensuels ne sont pas de même nature. Ils ne peuvent pas être liés par une loi physique ou un calcul arithmétique. ” C- Commentaire : Nous avions posé une question supplémentaire qui n'a pas reçu de réponse. En effet, la surveillance mensuelle du taux de fuite permet de vérifier l'étanchéité de composants sensibles (passage de câbles, vannes, etc.) et d'effectuer des réparations. Cependant il faut vérifier les fuites aussi au plan radioprotection. À quelle pression dans l'enceinte déclencherait-on la procédure U5 ? Quel serait le niveau de radioactivité dans le BAN, compte tenu des taux de fuite acceptés ?. D'après le document du 23 mai (fiche 9), EDF fait réévaluer le débit de dose. En effet : "La justification a été établie par une étude enveloppe. Le CNPE a demandé une étude spécifique au site de Fessenheim pour évaluer de façon précise le débit de dose pouvant être intégré par un intervenant au moment de la fermeture des vannes. Cette étude demande la mobilisation de moyens de calculs et une charge de travail conséquentes puisqu'il sera nécessaire de refaire l'étude initiale en adaptant les paramètres aux conditions spécifiques du site. Cette étude sera disponible dans les prochains mois." (suite)
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suite:
Nous aurons donc des réponses d'ici quelques mois. Ces réponses doivent impérativement être fournies à la CLS 6. COMPTABILISATION DES SITUATIONS Les résultats pour FES 2 (171 situations décomptées dans le tableau) montrent que, globalement, il y a encore "de la marge" – suivant le vocabulaire EDF-. Cependant on constate tout de même que 46 "situations" (26,9 %) sont soit en dépassement, soit à définir. À ce jour (à vingt ans de service), certaines situations 14 (8,2 %) comparées à la prédiction pour 20 ans de fonctionnement dépassent les prévisions Pour quelques cas -> 4 (2 %), on atteint la valeur limite calculée à l'échéance de cette demi-vie. Dans 28 cas (16,4 %) le retour d'expérience va permettre de recalculer le nombre d'occurrences, pour le moment "à définir", dans le tableau actuel. Il s'agira alors de comparer ce nombre d'occurrences au nombre de cas réels déjà comptabilisés. Compte tenu du retard pris dans l'établissement du document de référence définissant les situations, il convient d'être prudent dans l'interprétation de ce suivi. Rappelons qu'il permet de mieux piloter le réacteur et d'éviter des problèmes sur les différents circuits. En effet le pilotage du réacteur et le comportement des opérateurs, fonction de bonnes consignes, a un impact certain sur les sollicitations des matériels et donc le décompte des “ situations ”. 7-TENUE AU SEISME En 2000 l'Autorité de Sûreté a publié la nouvelle RFS 1.2.c pour assurer la sûreté des installations en cas de séisme. EDF devait appliquer cette nouvelle RFS aux sites du Tricastin, de Fessenheim, du Bugey et de Cattenom. Matériels et ouvrage classés Les ouvrages et matériels ont été répartis en plusieurs familles : - 1) génie civil, - 2) circuits et réservoirs, - 3) capteurs, - 4) appareillages électriques, - 5) équipements électromécaniques - 6) moyens de manutention. Un bilan de la tenue au séisme de toutes ces familles sera mené dans le cadre de la réévaluation de sûreté - Les familles 1 et 2 ont été traitées explicitement dans le cadre de la réévaluation de sûreté. C'est d'ailleurs pour cela que les réparations des systèmes d'ancrage des réservoirs ASG doivent être entreprises le plus rapidement possible. De même pour les réservoirs PTR où “ les anomalies de conception concernent à la fois un sous-dimensionnement du système d'ancrage au support en béton et des viroles inférieures des réservoirs. ”, les travaux devront être finis au plus tard en 2002. - Les familles 3, 4, 5 ont été traitées dans le cadre “Qualification”. - Quant à la famille 6 il s'agit du programme (mission levage) de mise à niveau sismique des moyens de manutention (ponts, etc.). Séisme événement Il s'agit de repérer “ les matériels non classés au séisme risquant de venir agresser des matériels classés ”. Ceci conduit à des études réalisées par EDF ou le concepteur, études pouvant mener à des travaux. Compléments apportés le 21 mai (fiche 11) Par rapport aux modifications des lots VD2 relatives à la tenue au séisme, il reste : - la mise à niveau K3 des pompes ASG de la TR1 en 2002 (lot VD2*), - la mise à niveau K1 des pompes RRA en TR1 en 2002 (lot VD2*), p.10
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| la mise à niveau
des ponts du BK en TR2 au cours du 1er semestre 2001,
- le renforcement des cloisons en parpaings de la TR1 au cours du 1er semestre 2001, - la mise à niveau “ Séisme de Dimensionnement ” (SDD) des bâches ASG des 2 tranches en 2002 (la mise à niveau “ Séisme Maximum Historiquement Vraisemblable ” (SMVH)) a été effectué au cours de l'été 2000, - la mise à niveau SMVH (actuellement en cours) puis SDD des bâches PTR des 2 tranches en 2002. Par ailleurs et pour tenir compte du retour d'expérience des erreurs de dimensionnement des bâches ASG et PTR, un programme complémentaire de vérification de tenue sismique des ouvrages et équipements du palier CP0 a été lancé. 8- INONDATION Dans notre précédent rapport (mars 2000), nous avions évoqué le risque "inondation". Cette analyse a été initiée par l'Autorité de Sûreté à la suite de la grande tempête de décembre 1999. Lors de la CLS de janvier 2001, EDF a remis un document sur "la prise en compte du risque inondation à la centrale de Fessenheim". Ce document fait le point sur le traitement de ce danger pour ce site. Lors de la conception de l'installation, plusieurs points ont été étudiés: - l'hydraulicité du Rhin : les réacteurs sont situés au bord du Grand Canal, donc non soumis au risque de débordement du fleuve en cas de crue. - le débordement du Grand Canal - la rupture d'une canalisation d'eau interne à l'installation - l'endommagement de la digue. Cependant l'ASN a demandé une réévaluation de sûreté pour chaque site. EDF a donc revu les mesures de conception et a pris des mesures complémentaires : - installation de drainage sur le site, - en amont du site, construction de tranchées d'interception. Même si Fessenheim n'a pas été classé dans les sites prioritaires, il faut réévaluer le risque "inondation". Notons que le centre a mis en œuvre : - la gestion des moyens mobiles de pompage : un service a en charge la gestion des moyens mobiles et a procédé au recensement des points bas du site, - l'installation des matériels sensibles sur des socles, - l'étanchéification d'ouvertures. Il faut compléter cette première série de modifications avec l'analyse faite par EDF, supervisée par l'IPSN. Il faut aussi étudier l'impact sur la sûreté de l'installation de points restants pour le moment en suspend (par exemple le débordement du Grand Canal si toutes les préventions "amont" étaient insuffisantes). 9-ANALYSE DES INCIDENTS Nous l'avons déjà dit pour la VD02 de la tranche 1 : l'étude des incidents, loin d'être une mise en cause de l'exploitant, voire du concepteur, peut être un outil permettant de mettre en évidence un manque dans le fonctionnement humain de la centrale, de démarrer un programme d'investigation concernant la sûreté, de mettre en évidence un vieillissement soudain… Encore faudrait-il que l'exploitant ne voie pas une telle analyse comme un moyen de le mettre en cause, et accepte le principe de la transparence complète. Une analyse plus exhaustive doit obéir aux principes généraux suivants : - remise de rapport bisannuel permettant un aller-retour de questions avant conclusions. - nombre de jours d'arrêts sur la période écoulée. - contenu complété et clarifié : (suite)
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suite:
-Date et heure de l'incident -Durée réelle (même supposée) de l'incident, au besoin entre la dernière vérification et la découverte de l'incident. -Domaine d'exploitation de la tranche : réacteur divergé ou non, couplé au réseau ou non, température et pression, pourcentage de la puissance nominale, état de montée ou descente de puissance. - Explication de l'incident en remontant historiquement à cause première (même si déconnectée à priori) et circonstances de la mise en évidence de l'incident. -Mesures correctives prises immédiatement -Mesures correctives à plus long terme, surtout si elles engagent une modification de matériels ou de procédure. - Implications éventuelles sur le fonctionnement du parc (même en dehors d'erreurs génériques) Il est nécessaire que l'exploitant s'engage sur ce point vis-à-vis de la CLS, et que celle-ci détermine une procédure de suivi permettant une étude réelle des incidents sur le long terme. Compte tenu de l'âge des deux tranches que compte la centrale de Fessenheim, une telle étude, menée de plusieurs côtés à la fois, est plus que jamais nécessaire. 10- RETOUR D'EXPÉRIENCE Dans la fiche 3 du dossier de mai 2001, Il est signalé que le retour d'expérience lors de la réalisation de modifications se fait selon 4 axes : “1) La remise en cause de la conception initiale (ou dispositions constructives). Les principes d'élaboration même des dossiers, traités par lots et dont certains ont été instruits, il y a plus de 5 ans, interdisent – à moins que les conditions de réalisation ne soient pas assurées – que ne soient effectués des changements en quelques semaines. Si une modification devant être réalisée sur une tranche était incompatible avec l'état de la tranche, la Direction de la centrale ‘prenante' pourrait prendre la décision de la reporter en attendant des modifications dans les dispositions constructives. La réalisation des modifications sur la tranche 1 n'a amené aucun changement dans la conception des modifications. Aucune décision de la sorte n'a été prise au cours de la visite décennale de la tranche 2. 1)Les faits techniques ne remettant pas en cause les dispositions constructives : 15 dossiers ont fait l'objet d'un ‘indiçage' pour tenir compte des difficultés techniques mises en évidence et traitées lors de la réalisation en tranche 1. On peut citer le dossier ‘éventage RIS/EAS (remplissage et éventage des puisards), régulation numérique des niveaux GV, modification de la vanne RCV050VP. 2)Les difficultés rencontrées au cours d'essais de qualification : 20% des procédures d'essais ont été reprises pour adapter leur réalisation aux caractéristiques précises des installations et aux contraintes de planification de l'arrêt. On peut citer comme exemple les dossiers ‘gestion du débit nul des pompes RIS BP et ‘essai de décharge des accumulateurs RIS' . Ces dossiers n'ont pas eu d'impact sur le planning et ce dernier a pu être réalisé en totalité. 4) Les difficultés de chantier Une vingtaine de dossiers ont fait l'objet d'un retour d'expérience chantier important. On peut citer les dossiers ‘revêtements des puisards RIS/EAS (optimisation du temps de séchage des peintures) et remplacement des échangeurs EAS ” Nous avons donc noté cette approche qui permet d'expliquer les dossiers non terminés de la VD2 de FES2 (20) et de la VD2 de FES2 (2), dossiers qui seront repris au cours des divers arrêts de tranche... p.11
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| Simplement notre questionnement
sur le retour d'expérience est différent. C'est pourquoi
nous allons énumérer les problèmes qui, à notre
avis doivent encore faire l'objet d'études. Dosimétrie
neutrons
Les dosimètres neutrons actuels présentent un défaut majeur, une réponse très inhomogène en fonction de l'énergie des neutrons. Il a été vérifié que sur les postes de travail du bâtiment combustible lors du chargement des châteaux de transport du combustible usé, les champs de rayonnement neutronique étaient fortement inhomogènes en énergie et en fluence, conduisant à de fortes variations de l'équivalent de dose neutron en fonction de la localisation. Donc les mesures des doses au personnels sont entachées d'une très importante erreur. Cette situation va empirer avec l'utilisation des combustibles Cyclades à haut taux de combustion. En Annexe 7 est présentée la note de l'OPRI, rédigée à l'intention du Président et des membres du CSSIN. Cette note fait le point sur la dosimétrie neutron : "Aucun dosimètre existant sur le marché ne répond parfaitement aux normes, ce qui justifie, d'une part, la mise en œuvre d'une surveillance d'ambiance sur les lieux de travail, en parallèle avec la dosimétrie individuelle, et, d'autre part, la poursuite des recherches pour la mise au point de nouveaux détecteurs. (…) Les travailleurs susceptibles d'être exposés aux neutrons en France sont au nombre de 16000 soit moins de 10% de l'ensemble des travailleurs exposés aux rayonnements ionisants. Les populations exposées interviennent dans les secteurs suivants :" (…) "Pour la majorité des installations connues, la dose neutron n'apporte qu'une contribution faible à la dose totale reçue par les travailleurs exposés... Toutefois dans quelques installations du cycle du combustible nucléaire, la composante neutron peut atteindre 50% de la dose totale." (…) " Un premier détecteur répondant aux spécifications des normes a été mis au point et devrait être commercialisé d'ici le début de l'année 2001. Un second détecteur est également à l'étude en vue de disposer dans les prochaines années d'une nouvelle génération de dosimètres, encore plus élaborés." Notre questionnement sur la problématique de la détection neutronique reste et nous souhaitons que ce problème délicat soit résolu. Selon le rapport d'activité du DPHD de l'IPSN (année 2000) des travaux sont en cours mais ne semblent pas encore avoir abouti à un appareillage produit industriellement disponible sur le marché. Criticité Nous avions posé des questions sur les problèmes de criticité, lors de la VD2 de FES 1, questions recoupant les préoccupations de l'ASN concernant le retour d'expérience suite à l'accident de TOKAÏ MURAÏ Ceci a donné lieu à des mises aux points avec EDF qui sont présentées dans le document sous la rubrique “ Aspects neutroniques ”. Comme pour la dosimétrie neutron, le GSIEN persiste à penser que le problème "criticité" a été longtemps négligé parce que l'on pensait qu'il était sans objet. Nous nous sommes rendu compte, lors des réunions complémentaires sur le sujet, qu'un petit alinéa dans le document du 23 octobre 2000 était lourd de conséquences : “ ensemble de modification pour l'allongement des campagnes à 18 mois (programme cyclades) ” En effet, cette utilisation a conduit à une réévaluation de sûreté et à des modifications de l'entreposage des combustibles neufs. Elle est aussi à l'origine des réévaluations. (suite)
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suite:
Ces questions liées à la possibilité de trouver une configuration "critique", lors de la manipulation des assemblages combustible, sont apparues avec la décision d'utiliser le combustible “cyclade” (cycles de 18 mois avec un taux d'enrichissement en uranium 235 (U5) de 4,2%), puis lors de l'examen de sûreté en retour d'expérience après l'accident de TOKAÏ MURAÏ Ces problèmes concernent essentiellement le bâtiment combustible ainsi que le bâtiment réacteur. Cette modification a été réalisée à Fessenheim pour le chargement du réacteur 2. Balisage des débits de dose Lors de la VD2 de FES1, nous avions remarqué et signalé un affichage défectueux du débit de dose en divers points à l'intérieur du bâtiment réacteur. En effet pour permettre aux intervenants d'éviter des irradiations inutiles (principe ALARA), des étiquettes doivent être apposées indiquant le niveau de débit de dose des équipements irradiants (générateurs de vapeur, lignes de transfert, pièces détachées entreposées provisoirement, etc…). Cette fois, lors des visites sur le chantier de la VD2 de FES2 nous avons constaté que les étiquettes de débit de dose étaient placées et rédigées de façon très lisible. Nous relevons, avec satisfaction cette amélioration très nette des conditions de travail Cloquages En VD2 de FES1, nous avions demandé comment était fait le suivi de l'évolution de la peau interne de l'enceinte de confinement. En effet, cette peau présente des cloquages et nous voulions savoir quelles étaient les procédures du suivi de ces déformations. De fait c'était un suivi visuel et tout à fait qualitatif. Fiche 10 : "A la suite de l'essai décennal tranche 1, le CNPE avait conclu à la nécessité d'un suivi plus précis de la peau d'étanchéité métallique suite au constat (sans gravité) de zone de décollements. Avec l'appui des services centraux, le CNPE a développé un programme de surveillance des enceintes 900. Une cartographie des décollements de peau, l'examen précis autour des grandes traversées et enfin un examen approfondi de 5 tôles témoins constitue l'expertise point 0 de ce programme. Des contrôles d'évolution seront réalisés périodiquement. Lors de la réunion (23 nov 2000), il a été montré les documents de suivi en cours d'élaboration. Ils serviront à assurer le suivi de l'état de la peau d'étanchéité des enceintes au cours de leur exploitation future." De fait un relevé des cloquages, en particulier dans les zones de sas ou de passages de canalisation a été effectué avant et après l'épreuve enceinte. C'est donc une amélioration du suivi de l'évolution des défauts de la peau des enceintes 900 MWé. Elle va être étendue à tout le parc (voir paragraphe 5-B sur le contrôle de l'enceinte). Cependant ce suivi est juste en cours de mise en place. C'est un plus, mais il faudra vérifier ses résultats avant de conclure à son efficacité. Risque hydrogène Dans le rapport de la VD2 de FES 1, nous avions posé des questions à propos du risque hydrogène, questions qui avaient déjà été posées lors de la première visite décennale en 1989 et qui étaient restées sans réponse satisfaisante. Nous les rappelons parce qu'elles sont toujours d'actualité * protection hydrogène Les dernières analyses de l'IPSN, suite aux expérimentations Phébus (FPT-0 et FTP-1), montrent la nécessité de revoir les hypothèses sur la vitesse de production d'hydrogène en cas d'accident (pic de production environ 3 heures après le début de la séquence accidentelle). Ces résultats rejoignent la constatation qui avait été faite lors de l'accident de Three Mile Island (explosion hydrogène dans l'enceinte 10 heures après le début de l'accident) et contredisent la "doctrine française" ne prenant en compte qu'un processus lent de production d'hydrogène (pouvant s'estimer en jours). p.12
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| Cette doctrine justifiait un système de mesure
de taux d'hydrogène à réponse lente, des recombineurs
à faible débit non implantés à poste fixe dans
les bâtiments réacteurs, etc...
Par ailleurs, les études de sûreté menées pour l'EPR ont aussi conduit à préconiser la mise en place de recombineurs sur chaque site. Actuellement, même si ces recombineurs existent à Fessenheim, ils ne sont pas adaptés au problème et les nouveaux modèles ne sont pas encore qualifiés. Les systèmes de détections n'ont pas été modifiés non plus. En page B 6 annexe 2 du rapport VD1, il est rappelé que "Le réacteur de Fessenheim contient 18,4 tonnes de zirconium en gainage ou à proximité du combustible. L'oxydation complète de ce zirconium produirait plus de 800 kg d'hydrogène, soit 9000 m3 à la pression atmosphérique et à la température normale. Ces 9000 m3 se mélangeraient de façon plus ou moins hétérogène avec les 47356 m3 d'air contenu dans le bâtiment-réacteur pour former un mélange contenant 16 % d'hydrogène." Si on peut noter que, suite aux observations en VD1, des ventilateurs complémentaires ont été installés pour assurer un meilleur brassage de l'air dans le bâtiment-réacteur et éviter une zone d'accumulation où il pourrait y avoir, localement, un mélange air-hydrogène dont la composition conduirait non à une déflagration mais à une détonation au pouvoir brisant dangereux pour l'intégrité de l'enceinte de confinement. Mais, dans la réponse de 1991, il est simplement fait mention de la tenue des enceintes 900 MWé à une déflagration hydrogène. À ce propos, il convient de rappeler que l'enceinte de Fessenheim ayant un volume libre plus faible (47356 m3 contre 50400 m3) que les autres enceintes des tranches de 900 MWé, il est possible d'atteindre une concentration critique plus rapidement. La déflagration (vitesse de propagation subsonique) est une chose et la détonation (vitesse de propagation supersonique) en est une autre, et c'est elle qui pose problème. Nous soulignons que le risque hydrogène est en cours de réévaluation et qu'il conviendra d'appliquer les conclusions de cette réévaluation au site de Fessenheim. Nous rappelons également que les bâtiments-réacteurs ne sont toujours pas équipés de dispositifs de détection d'hydrogène à réponse rapide, ni de dispositifs de recombinaison à forte capacité qualifiés pour travailler en conditions ADR. Procédure U5 Nous rappelons les questions posées lors de la VD2 de FES 1. * Dispositif d'ouverture de la vanne de dépressurisation de l'enceinte à travers le filtre à sable. Le filtre à sable est une installation destinée à permettre, en cas d'accident grave conduisant à une montée de pression dans le bâtiment réacteur, de faire chuter cette pression par une décharge à l'air libre via un filtre à sable situé à l'extérieur de ce bâtiment. Cette opération serait exécutée par l'ouverture d'une vanne à manœuvre manuelle située à l'extérieur du bâtiment réacteur. Tant que la vanne n'a pas été ouverte, le conduit n'est pas contaminé. Mais une fois l'ouverture effectuée, les gaz transitant par cette vanne étant très fortement chargés de produits radioactifs, la vanne devient un objet irradiant interdisant son approche. Or la fermeture de cette vanne est indispensable pour assurer le confinement du bâtiment. Il est vrai que dans le cadre des situations d'urgence exceptionnelles le directeur du site peut faire intervenir du personnel qui serait soumis à une exposition ne dépassant pas 0,05 CV. Cependant le problème étant connu depuis la VD1, on peut se demander si les solutions permettant d'éviter cette irradiation en situation d'urgence n'auraient pas dû être mises en œuvre depuis longtemps. De fait cette exposition d'urgence pourrait être assimilée à une mise en danger volontaire de l'opérateur. (suite)
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suite:
Le filtre à sable de Fessenheim est différent de celui des autres sites. Il se trouve entre les 2 bâtiments réacteurs au niveau du sol et il n'y en a qu'un. Ceci signifie qu'en cas d'incident grave avec utilisation de la procédure U5 pour un réacteur, le deuxième devrait également être stoppé (indisponibilité d'un équipement d'ultime secours). En ce qui concerne la manœuvrabilité de la vanne de fermeture et la dose pouvant résulter de cette opération de fermeture EDF a répondu : " La justification a été établie par une étude “enveloppe”. Le CNPE a demandé une étude spécifique au site de Fessenheim pour évaluer de façon plus précise le débit de dose pouvant être intégré par un intervenant au moment de la fermeture des vannes. Cette étude demande la mobilisation de moyens de calculs et une charge de travail conséquente puisqu'il sera nécessaire de refaire l'étude initiale en adaptant les paramètres aux conditions spécifiques des 2 tranches du site. Cette étude sera disponible dans les prochains mois." ( fiche 9 du document 29 mai 01 n° D5190-01/2337)" et ajouté : " Après une série de modifications, la dose de l'opérateur due à l'irradiation du filtre a été ramenée à environ 6 mSv pour une manœuvre de 20 minutes. (….) "Cette conception a été revue notamment pour des raisons de radioprotection : celles posées pour le rondier devant manœuvrer la vanne, mais également l'irradiation du site provoqué par le filtre lui-même. Cette revue s'est traduite par les adaptations suivantes : - En 1993, mise en place d'une protection biologique au voisinage des vannes (10 cm d'acier) et destinée à répondre précisément au point soulevé par le GSIEN. Elle divise le débit de dose dans un rapport de l'ordre de 80. - Entre 1994 et 1995, mise en place d'un préfiltre à cartouche métallique, qui retient à l'intérieur de l'enceinte l'essentiel des radioéléments ce qui améliore l'efficacité globale du dispositif, et réduit d'autant l'ensemble des problèmes de radioprotection posés. Ce préfiltre peut être contourné en cas de colmatage. La durée de colmatage étant évalué à 5 heures, l'efficacité globale du dispositif est d'au moins 90 %. En fait il y a deux problèmes distincts. Le premier est celui de l'ouverture de la vanne. Pour celui–ci, EDF ne dispose pas pour le moment d'une évaluation précise du débit de dose que subirait un opérateur manœuvrant cette vanne, compte tenu des fuites d'air contaminé en provenance du bâtiment réacteur, dans les conditions de surpression conduisant à la mise en œuvre de la procédure U5. Le second problème est celui de la fermeture de cette vanne après dégonflage de l'enceinte. Il ne nous paraît pas satisfaisant d'avoir comme seul élément de réponse le facteur d'atténuation provenant des protections installées, sans que soit mentionné le terme source. De plus, il nous semblerait logique d'évaluer la dose que recevrait l'opérateur lors de l'opération de fermeture, en prenant en compte à la fois les canalisations irradiantes et l'ambiance due aux fuites du BR. Certains calculs (sur le palier 1300) font état de débits de dose pouvant atteindre les 90 mSv/h, or la fermeture prend 20 mm donc la dose délivrée atteindrait 30 mSv/h. Rappelons que la limite de dose admissible sera 20 mSv/an dès que la Directive européenne de 1996 aura été transcrite en droit français. En conséquence nous soutenons toujours que les vannes doivent être motorisées. En situation accidentelle il vaut mieux avoir prévu des systèmes qui protègent le personnel en évitant des doses inutiles. C'est le cas avec de telles vannes motorisées. p.13
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| Les hommes politiques aiment bien
prendre des décisions soi-disant motivées. C'est pourquoi
ils ont souvent recours à des groupes d'experts, toujours présentés
comme indépendants. Il suffit de faire un bon choix pour infléchir
le rapport dans le sens voulu.
Après des années de confiscation du savoir où les seuls experts reconnus étaient ceux travaillant dans le secteur considéré, à l'exception de tout autre, l'évidence fut enfin admise qu'un regard extérieur "naïf" est à même de déceler certaines erreurs. Il n'est pas besoin d'être du sérail pour poser des questions et aider à maintenir un état de vigilance, bien au contraire. Depuis 1975 le GSIEN a oeuvré pour ce type d'expertise. Si certains en reconnaissent le bien fondé, d'autres bien sûr restent d'un avis contraire. C'est là que commencent les difficultés. A notre avis, pour une sûreté et une radioprotection de qualité, il faut une expression pluraliste. C'est seulement avec des avis de toutes sensibilités que l'on bâtira une approche correcte. L'inconvénient est qu'il y a peu de pluralisme parmi les experts. Il y a ceux de l'administration, ceux des instances et quelques (fort peu) experts "indépendants". Tout d'abord qu'est-ce qu'un expert "indépendant"
?
Quel va être le but de cette expertise
?
(suite)
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suite:
Il ne faut surtout pas se leurrer. Une expertise "indépendante" ne peut qu'apporter un autre regard, en aucun cas elle ne peut avoir un pouvoir décisionnel, pouvoir qui appartient à l'ASN. Mais elle peut éclairer les décisions prises et si cet "autre regard" aide à améliorer la sûreté, ce sera aussi une réussite. Quels sont les besoins ?
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| Donc le point de passage obligé
sera la rédaction et la signature d'une convention entre l'industriel,
les experts, la commission locale d'information si elle existe (et si sa
composition lui donne l'envie de commettre un crime de lèse-exploitant),
l'administration de tutelle qui seule a le pouvoir d'obliger l'industriel
à se montrer coopératif et ceux qui commanditent l'expertise
(Commission Locale d'Information, Mairie, Conseil général,
Autorité de sûreté, etc...)
Puis vient le moment de préparer la dite expertise (visite décennale, suivi de mesures dans l'environnement, avis sur un dossier d'enquête publique, etc..). Il faut rencontrer les autorités, l'exploitant, demander des dossiers. Tout ceci se réalise pendant la signature d'une convention multipartite. L'expérience montre que ces phases (signature, première sélection de documents, réunions de mise en place) durent environ 1 an si ce n'est 18 mois. C'est pourquoi, en général le malheureux rapport qui doit éclairer une CLI sur la bonne marche d'une visite décennale arrive au mieux 1 à 2 mois APRÈS le redémarrage du réacteur et le plus souvent 6 à 8 mois plus tard. Sans importance me direz-vous, puisque c'est L'Administration qui seule a le pouvoir décisionnel, l'expert ne donnant qu'un avis. Avouez tout de même que cela fait désordre... Mais il faut être pragmatique : sans convention, pas d'accès aux documents et pas de financement. Ce que l'on gagne en efficacité se paye par une perte d'indépendance, car automatiquement vont apparaître des clauses de confidentialité basées sur la sacro-sainte propriété industrielle. Et les choses iront en se compliquant par le jeu des poupées russes. "Ce dessin ne nous appartient pas" dit EDF, "c'est à Framatome, donc vous pouvez le regarder mais nous ne vous en donnerons pas la photocopie". Cette donnée, qui traîne dans tous les cours de technologie nucléaire ou dans le rapport annuel (tout public) de la DSIN, est "top secret", donc vous ne pourrez pas la citer à cause de l'espionnage des ... (mettez ici au choix le nom de n'importe quel pays et ça marche). Et pour conclure La nécessité d'une expertise extérieure aux exploitants commence à être reconnue. Il est indéniable que le regard porté par un expert hors système apporte beaucoup. Ce fait admis, sa mise en oeuvre n'a rien d'une évidence, tant elle heurte les "certitudes des ingénieurs" et les intérêts des exploitants. Il y a fort à parier qu'il faudra encore guerroyer de nombreuses années pour que la pratique de l'expertise plurielle devienne la règle en France. (suite)
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suite:
Conférence-débat organisée par la CSPI 8 juin 2001 Contribution Monique Sené - vice-présidente de la CSPI Présidente du GSIEN Il y a 15 ans nous avions titré une
Gazette"Transparence,
cette obscure clarté qui tombe des ministères". Qu'en
est-il maintenant ?
p.15
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| L'information ne doit pas être conçue pour
"faire passer un projet" mais pour écouter et éventuellement
modifier ce projet.
Tout le monde se préoccupe de l'information du public, ayant découvert que cela pouvait aider à faire passer des projets. Mais tel n'est pas le but, la connaissance doit seulement permettre aux citoyens de jouer son rôle, on est encore loin du compte mais petit pas après petit pas on avance. L'expertise pluraliste est une de ces avancées : groupe radioécologie du Nord-Cotentin, visites décennales de Fessenheim, étude radioécologique autour du site de Saint Priest, surveillance radiologique des travaux de l'émissaire de l'usine COGEMA La Hague. Pluralité de l'expertise La connaissance scientifique n'est pas expertise. Il faut donc passer par une appropriation qui sera transformée en une expertise. Cette expertise va dépendre de la sensibilité des experts. Même profondément honnête, elle doit être pluraliste pour explorer toute les voies. Et ce type d'expertise a, alors, sa place dans une prise de décision. Sa prise en compte dépend donc du type de dialogue qui s'instaure dans chaque cas entre le système scientifique et le système décisionnel. Cette prise en compte dépend aussi de ce qu'attendent de leur expertise ceux qui font appel aux scientifiques: - une information qui les guide? - des éléments pour justifier une décision qu'ils ont déjà prise mais qu'ils ont du mal à imposer ? - un argumentaire les aidant à asseoir scientifiquement leur opposition à une décision envisagée ? Il se peut d'ailleurs que ces diverses demandes soient adressées simultanément par divers acteurs intervenant dans le processus décisionnel et induisent ainsi, dans une seule et même affaire, différents styles d'expertise correspondant à des finalités diverses (consultatives, promotionnelles ou critiques). La mise en place de l'expertise (et même sa réalisation) dépend en outre des demandeurs: instances internationales, gouvernements, administrations, parlementaires, tribunaux, groupes de pression divers, directions d'entreprises, leaders de l'opinion publique, médias, associations, initiatives de citoyens. Deux notions s'imposent : 1. Nécessité du caractère “public” de l'expertise dans les décisions publiques sinon il y a toujours un doute possible. 2. Nécessité de la confrontation publique des experts, ce qui permet une vérification du caractère scientifique de leur expertise. Il s'y ajoute le besoin : (suite)
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suite:
- de préciser le cadre dans lequel se font les interventions pour assurer une protection les intervenants, - de prendre le temps et ne pas accepter le traitement en urgence des dossiers, -de financer les expertises et d'y affecter le potentiel humain indispensable, -de définir les règles (confidentialité versus transparence, rapport versus diffusion, etc..). Cette expertise doit permettre -d'ouvrir les dossiers au maximum de citoyens. -d'appréhender les enjeux techniques, économiques et les confronter à leur impact sur les humains et leur environnement -donner le temps qu'il faut pour instruire les dossiers et accéder aux données. Les conditions de l'information et de la concertation Cette question implique de fait tous les citoyens. Ce peut se faire via les relais institutionnels (élus municipaux, régionaux, nationaux), via les associations, via toute institution .... Comment avoir les conditions de la concertation ? D'abord informer, avec des questionnements, des réponses, des réunions. Puis prendre le temps de discuter au plan local, puis national. S'assurer que les conditions du dialogue sont pluralistes : -annonce de réunion -ordre du jour établi en concertation, -règles des décisions. A quoi servent information, concertation et expertise S'il y a concertation, il faut éviter de ne tenir aucun compte de ses conclusions. Cela conforterait le citoyen dans le caractère inutile d'une telle démarche. Mais il faut bien sûr expliciter les règles du jeu avant et donc la prise en compte des conclusions d'une concertation doit être précisée . Faire discuter pour brouiller le sujet est une mauvaise concertation. Par contre être capable d'expliciter qu'une conclusion est la somme d'avis divers permettra peut être de mieux tenir compte de toutes les opinions. Si information et concertation ont lieu dans la transparence il semble évident qu'on ne se posera plus de questions sur la nécessité de transparence. Ce sera enfin la règle et tous les dossiers seront accessibles et personne ne se permettra d'entorses à la loi. La nécessité d'une expertise extérieure aux exploitants commence à être reconnue. Ce fait admis, sa mise en oeuvre n'a rien d'une évidence, mais peut être se fera-t-elle tout de même. On peut rêver... (même si c'est manifestement une erreur !) p.16
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