|
Une Visite Décennale d’un réacteur est un
moment très important. En effet, cette visite est l’occasion de
réaliser un check-up aussi complet que possible de l’installation. Elle
permet donc de tester avec soin deux éléments non remplaçables dans un
réacteur: la cuve et l’enceinte de confinement, et d’effectuer des
contrôles sur des milliers de composants (robinets, vannes,
tuyauteries, connecteurs, électronique,...). (suite)La VD3 est aussi, déterminante dans la décision de prolonger ou non le fonctionnement du réacteur. Il faut cependant être conscient que cette décision de fonctionnement ou non relève: - d’une part de l’exploitant qui, sur des critères de sûreté et/ou économiques (maintenance et/ou mise à niveau de sûreté prohibitive), peut décider de fermer ou de maintenir une installation et, - d’autre part, in fine, de l’Autorité de Sûreté. La VD3 de Fessenheim 2 a commencé le 16/04/2011 et s’est terminée le 06/03/2012. Elle a duré 324 jours au lieu des 230 jours programmés. Ainsi que l’a rapporté l’ASN dans son avis du 22 mars 2012, les principaux chantiers relevant de cet arrêt (le remplacement des générateurs de vapeur et la visite décennale) ont été les suivants: - remplacement des générateurs de vapeur avec une durée de chantier de 128 jours + 35 jours (panne de grue, traitement des défauts de soudures); - contrôle de la cuve; - contrôle du circuit primaire: tenue à une pression de 206 bars (155 bars en fonctionnement); - contrôle de l’étanchéité de l’enceinte de confinement; - réalisation de nombreuses maintenances programmées (50 jours) et 59 jours d’intervention suite à des difficultés rencontrées sur la chaîne de mesure neutronique, de contrôles supplémentaires (câbles, clapet...); - intervention en réalisation fortuite sur des parties du pressuriseur (cannes chauffantes permettant de maintenir d’ajuster la température, donc la pression); Examen de la cuve Un contrôle de la cuve par une nouvelle machine d’Inspection en Service (MIS) capable de détecter des défauts de taille minimale 5 mm a permis de: - retrouver en zone plein cœur (virole C1) les 4 défauts détectés en VD2 qui n’ont pas évolué, et 1 défaut qui a évolué de 4 mm en VD2 (non notable) à 6,3 mm en VD3 (notable). - mettre en évidence hors zone cœur (virole B porte–tubulure) un défaut sur cette virole contrôlée pour la première fois en VD3. EDF déclare que ces deux défauts sont de construction et non-évolutifs. Le GSIEN émet des doutes sur l’origine des défauts et leur non-évolution, en particulier à propos de la fissure dont la longueur estimée a augmenté et de celle de la virole B dont c’est le premier examen. On peut conclure que la cuve de Fessenheim 2 présente donc, 5 défauts notables dont un a évolué entre la VD2 et la VD3, et un second sur la virole B examinée pour la première fois. En conséquence le GSIEN préconise de nouveaux contrôles qui, seuls, permettront de statuer sur cette évolution. L’acier de la cuve est soumis à un bombardement neutronique qui fait évoluer l’acier et le fragilise. Le flux de neutrons que reçoit la cuve s’appelle la fluence neutronique. Plus la fluence est élevée plus l’acier se fragilise rapidement. Cette fragilisation se manifeste par une diminution de la tenue à la rupture du matériau lié à la présence de défauts dans le métal, d’où l’importance de la présence de 5 défauts classés notables constatés en zone de cœur de Fessenheim 2. Par ailleurs, il existe un programme de surveillance basé sur l’étude d’éprouvettes disposées près du cœur du réacteur. Ces éprouvettes reçoivent une fluence plus élevée que l’acier de la cuve, ce qui permet d’anticiper le comportement des matériaux de ces éprouvettes. Restent les questions encore ouvertes de leur représentativité du matériau de la cuve et de l’estimation de la fluence. EDF a mis en évidence que les températures de transition ductile/fragile (passage d’un état dans lequel l’acier peut tolérer des déformations plastiques à un état où l’acier est cassant) évaluées à l’aide des éprouvettes sont plus faibles (54°C) que celles qui sont calculées avec les formules d’évolution (80°C) et ce avec une incertitude de 15 à 20%. Cependant «compte tenu de la sous-estimation de la fragilisation aux fluences élevées et de la dispersion sous-évaluée des mesures de fragilisation, l'IRSN a recommandé qu'EDF augmente le niveau de fragilisation estimé à 40 ans à l'aide de ses nouvelles formules en relevant de 10°C la RTNDT des viroles de cuves, et de 3°C celle des soudures, la RTNDT étant le paramètre retenu pour évaluer la fragilisation. Cette augmentation pourrait avoir un impact sur la durée de fonctionnement des réacteurs.». Cette dernière phrase est soulignée par le GSIEN. |
suite:
Et l’IRSN conclut que «des
travaux restent à mener pour apprécier la tenue des cuves dans le
temps. Ceci s'imposerait d'autant plus qu'EDF souhaiterait prolonger
l'exploitation de tout ou partie des tranches de 900 MWé au-delà de 40
ans.» p.9Le GSIEN ajoute: «La tenue de la cuve en conditions pénalisantes, notamment incidentelles, relève de nombreux paramètres. Or, sur la plupart de ces paramètres, dont la caractérisation des matériaux (RTndt et défauts éventuels préexistants) ou la (les) sollicitation(s) (transitoire) on se heurte non seulement à des incertitudes difficiles à quantifier mais à des manques de connaissances. Il est alors difficile de parler de marges et de leur faire confiance.» Épreuve enceinte Cette épreuve a pour but de vérifier que l’enceinte: - assure son rôle de confinement vis-à-vis de l’environnement, - a un bon comportement mécanique. L’étanchéité doit être assurée par l’enceinte de béton doublée intérieurement par une peau métallique (liner). Les mesures indiquent que le taux de fuite est largement inférieur au débit de fuite admissible (-3,9 +/- 0.9 Nm3/h pour 14 Nm3/h). L’enceinte assure donc son rôle de confinement. Le GSIEN considère, en revanche, que la vérification de la peau interne, réduite au contrôle de 5 plaques, est insuffisante pour prétendre qu’il n’y a aucune évolution de cette peau métallique. En VD3, ceci n’influe pas sur le rôle de confinement de l’enceinte. Intervention en réalisation fortuite sur le pressuriseur Le pressuriseur est un «petit réservoir» d'environ 12 m de haut dont la fonction est de maintenir la pression du circuit primaire à 155 bars. Pour la régulation en température, il est doté de 78 chaufferettes ou cannes chauffantes. Sur ces 78 cannes chauffantes, 27 ont été remplacées en VD3. Des arrêts sont prévus en 2013, 2015 et 2018 pour remplacer les 51 encore en place, mais susceptibles de tomber en panne. Le GSIEN n’approuve pas un fonctionnement du réacteur avec des matériels présentant des défectuosités recensées et connues. Et pour conclure: Le GSIEN constate que l’analyse des dossiers de l’ASN, de l’IRSN, de l’exploitant et ses appuis techniques ne met pas en évidence de facteurs alarmants et explique l’autorisation de redémarrage donnée pour 1 an au réacteur 2 de Fessenheim. Cependant certaines questions restent en suspens: - la maîtrise de la formation des intervenants, la maîtrise de la réalisation des chantiers (qualité des fiches de travail), la surveillance de la radioprotection (voir lettres de suite d’inspection de l’ASN); -la tenue du radier en séquence accident grave qui reste une question majeure: le GSIEN n’a pas été destinataire des dossiers techniques sur ce sujet. Il avait été évoqué un épaississement du béton. Le GSIEN, en l’état de sa connaissance du dossier, n’est pas persuadé que cette opération puisse être effectuée, car ce renforcement demandé depuis de nombreuses années, toujours en analyse, devrait être réalisé impérativement avant fin juin 2013. En ce qui concerne la Visite Décennale n°3 le GSIEN attend les prescriptions que l’ASN va édicter pour permettre ou non la poursuite de l’exploitation de Fessenheim 2, prescriptions attendues pour fin 2012. Le GSIEN les analysera pour la CLIS. Suite à l’accident de Fukushima, des prescriptions complémentaires devraient être connues fin juin 2012, concernant entre autres choses, la protection contre les inondations, la réévaluation du risque sismique. Le GSIEN recommande de toute façon que la décision de poursuivre ou non l’exploitation des réacteurs de Fessenheim (et plus généralement de tous les réacteurs) repose uniquement sur des critères de sûreté et de radioprotection. |
Rappelons la conclusion extraite de notre rapport d'expertise sur la VD2 (suite)«Cette visite décennale, commencée avec retard mais faisant suite à la VD2 de FES 1, nous a permis un nouvel examen des dossiers. De plus de nombreuses réunions très spécialisées ont aidé à la compréhension de phénomènes. Si nous ne partageons pas le point de vue d'EDF dans certains cas, nous reconnaissons volontiers les efforts pour sécuriser les réacteurs, pour comprendre les phénomènes de vieillissement sous irradiation, pour analyser les incidents (même si nous regrettons de ne pas avoir accès à l'étude complète, fichier SAPHIR). Nous insistons sur ce problème parce que la CLS pourra y jouer un rôle important dès que les documents nécessaires lui seront enfin envoyés. En ce qui concerne les aspects mécaniques, l’empirisme domine et dans ce contexte, il est souhaitable de conserver des marges importantes de sécurité (ou d’ignorance). L’approche industrielle par courbe enveloppe semble convenir actuellement, mais nous regrettons la présentation de résultats sans une véritable mise en évidence des incertitudes. C'est pourquoi il faudra être très prudent lors de l'élaboration des "nouvelles situations". Il est d'ailleurs essentiel de vérifier l'état des équipements avant de procéder à ces changements. Il nous semble aussi essentiel de procéder à un examen de la cuve de FES 2 à 25 ans, pour faire un suivi des défauts découverts lors de la VD2. Il est prématuré de conclure sur le fonctionnement du réacteur au-delà de ses 25 ans. 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. Trop souvent l'analyse menée est à court terme pour une rentabilité immédiate. Le résultat peut être tout à fait néfaste pour la sûreté.» Cette conclusion de la deuxième Visite Décennale reste toujours d’actualité. Il faut admettre que la situation n’a pas empiré. Mais, il existe toujours des points de faiblesse: chantiers mal balisés, pièces détachées manquantes, manque d’anticipation sur des maintenances importantes. Il n’en demeure pas moins que les équipes sont compétentes, savent réagir du moins jusque maintenant. Fukushima a obligé à des examens complémentaires de sûreté. Ces examens ont permis de faire le point sur: inondation, séismes, situations climatiques extrêmes, séquences accidentelles (ré-analyse des scénarios, moyens de secours, Plan d’Urgence Interne – PUI, facteur humain - prestataires et personnels). L’ASN va imposer (2012) aux exploitants «un ensemble de dispositions et renforcera les exigences de sûreté relatives à la prévention des risques naturels (séisme et inondation), à la prévention des risques liés aux autres activités industrielles, à la surveillance des sous-traitants et aux traitements des non-conformités. Les décisions correspondantes de l’ASN seront publiées sur le site internet www.asn.fr. Par la suite, l’ASN s’assurera du respect par les exploitants de la centaine de prescriptions qu’elle aura édictées». Le GSIEN suivra avec attention la prise en compte de ces prescriptions, en particulier sur le respect des calendriers de mise en œuvre. Il est indispensable que la CLIS soit destinataire non seulement des prescriptions mais aussi de leur suivi par l’ASN. Revenons à notre troisième Décennale de FSH2: La VD3 a commencé le 16/04/2011 et s’est terminé le 06/03/2012. Elle a duré 324 jours au lieu des 230 jours programmés. Notons qu’elle a démarré un peu plus d’un mois après l’accident de Fukushima (11 mars 2011). Évidemment elle s’est déroulée en même temps que les Evaluations Complémentaires de Sûreté. |
suite:
En ce qui concerne l’expertise VD3 commanditée par la CLIS, le
démarrage fut plutôt difficile et nous n’avons pu commencer à
intervenir que 4 mois après le début de la VD3. En effet, la première réunion portant sur le déroulement de la VD3 s’est tenue le 18 août 2011. Il a été possible de visiter la salle de contrôle du suivi de l’opération de remplacement des GV et le bâtiment d’entreposage prévu pour les anciens GV. La mise en œuvre de techniques télévisuelles permet un relais en une salle hors bâtiment réacteur. L’impossibilité de rentrer les GV entiers dans le bâtiment oblige à effectuer une soudure sur le corps des GV dans le bâtiment. Il est donc nécessaire d’enlever des matériels, de mettre en place les divers éléments, de souder, de vérifier les soudures (corps GV et tubulures) et d’effectuer les réparations nécessaires avant de pouvoir effectuer la suite de la visite décennale (épreuve enceinte, épreuve hydraulique du Circuit Primaire, requalification des GV). Comme les inspecteurs de l’ASN ont mené «12 Inspections entre le 25 mai 2011 et le 16 janvier 2012», le GSIEN va s’appuyer sur les conclusions résumées dans 3 lettres de suite. Dans ces lettres et tout particulièrement celle du 15 février 2012 (INSSN-STR-2012-0182) portant sur la radioprotection, on peut constater qu’il est évident que ce poste n’est pas été géré correctement. Il y a d’ailleurs eu 8 ESR (Evènement Significatif Radioprotection) durant la VD3. En effet, si la surveillance quotidienne est confiée à une société prestataire, par contre la surveillance mensuelle relève encore SPR du site qui effectue le bilan. EDF a, donc, découvert des écarts importants entre les bilans du prestataire et ceux du SPR, et a, donc, envoyé une lettre de rappel à son prestataire et baissé sa fiche d’évaluation. Les inspecteurs ont approuvé cette démarche (13 mai 2011), mais se sont inquiétés que, le 15 février 2012, le plan de progrès et de rigueur demandé à propos des balisages de zones (orange et rouge) soit toujours absent. De la même façon, suite à 3 erreurs de balisage de zone de tir radiologique (novembre 2011 en VD3), EDF a déclaré aux inspecteurs «engager un Plan d’action «Tirs radiologiques» et passer en revue les plans de masse de l’installation.» Et de plus «Les inspecteurs ont observé la dégradation des notations des Fiches d’Evaluation de la Prestation (FEP) à l’encontre de votre prestataire radioprotection. Dans ce cadre, les inspecteurs ont examiné le courrier EDF UTO D450711027407 de déclaration d’Evénement Prestataire faisant mention de non-conformités dans le niveau d’habilitation des sous-traitants. Au cours de leur visite terrain de l’après-midi, les inspecteurs ont relevé les identités de quatre prestataires radioprotection rencontrés, le premier au poste de gestion DI82 «Entrées-Sorties extension RRI», les 3 autres au sein du local UME.» Demande n°B.2: Je vous demande de m’indiquer les habilitations de ces quatre intervenants et de me confirmer la conformité de ces dernières par rapport à votre référentiel.» Le GSIEN s’interroge sur la surveillance exercée par EDF sur les prestataires (en particulier ceux qui assurent une part de la radioprotection), mais plus simplement sur le suivi de leur formation et plus largement sur la qualité des fiches de travail. Qui les établit et qui les suit? Comment sont-elles actualisées si les matériels utilisés sont remplacés, modifiés? Le GSIEN estime qu’une fonction aussi importante que la radioprotection ne doit pas être effectuée par une entreprise prestataire de service. En effet, l’affirmation, selon laquelle l’objet du recours à la sous-traitance: «faire faire ce qu’on ne sait faire, ce que d’autres savent mieux faire ou ce qu’on ne peut pas faire en temps utiles ou avec les moyens dont on dispose» bien que classique, n’est sûrement pas recevable pour traiter la radioprotection... p.10 |
Le GSIEN a principalement noté les points suivants: (suite)1 – Contrôle de la cuve 1.1- Suivi de la cuve par la Machine MIS: Le contrôle avec la nouvelle Machine d'Inspection en Service (MIS) permet de détecter des défauts de taille minimale 5 mm. Le contrôle des viroles et des soudures de la cuve, des soudures bi métalliques cuve – circuit primaire a été effectué. - Vérification zone cœur: * un défaut supplémentaire a été détecté: l’indication était de 4 mm en VD2 et est vue de 6,3 mm en VD3 * quatre défauts déjà repérés n’ont pas évolué significativement. - Vérification Virole «tubulure» * un défaut a été détecté en virole B qui subissait son premier contrôle. Il s’agit de la première vérification à titre d’expertise de ces viroles qui devait être exécutée en VD3 (Fessenheim 2, Bugey 3, Gravelines 2, Blayais 2 et 3, Dampierre 4, Tricastin 4 et Saint Laurent B1) Comme un défaut a été détecté il va falloir mener la vérification sur toutes les cuves 900. Il ne faut pas relâcher la surveillance car au moins un défaut a évolué. En effet, il est impossible de garantir la non-évolution des défauts si on se contente d’inspecter par sondage : le fait de trouver un défaut sur la virole porte tubulures jamais vérifiée oblige à intensifier les vérifications 1.2 - Évolution des caractéristiques du métal de la cuve. - Aspects mécaniques. Extrait du rapport VD2 de FSH1 «Le Programme de Surveillance de l’Irradiation (PSI) consiste à s’assurer que le vieillissement de la cuve sous l’effet du bombardement neutronique n’entraîne jamais une élévation excessive de la température de transition ductile fragile. On peut ainsi définir un seuil de sécurité en termes d’écart entre température de transition et température de fonctionnement (au sens large, incluant des situations accidentelles). Nous nous sommes efforcés d’en donner une présentation simple illustrant une certaine logique de la démarche de sûreté et donnant en annexe 6 l’exposé plus technique. Dans cette présentation, il est montré que, pour des raisons d’efficacité (sans doute inévitables), on a déduit de l’approche scientifique des règles - voire des règlements - dont l’application est parfois aveugle. En effet, différents aspects scientifiquement liés sont artificiellement découplés pour produire ces règles. Une véritable vision synthétique du point de vue mécanique de la sûreté n’est donc pas possible. Les experts témoignent toutefois volontiers que, dans ce cadre, les règlements sont respectés avec rigueur par l’exploitant. Mais est-ce suffisant?» Force est de constater qu’en VD3 notre avis n’a pas changé. - Température de transition ductile fragile. La température de transition ductile fragile semble avoir été surestimée lors des extrapolations des années 2000. Constatons que cela va dans le bon sens. À l’aide de la capsule W, les valeurs obtenues après 30 ans de fonctionnement (sortie du réacteur en 2005) et en anticipation à 40 ans sont: * 58°C (écarts type 12,7°C) pour la virole C1. * 54°C (écarts type 13,3°C) pour la soudure. Les valeurs estimées avec le modèle sont les suivantes: * 81°C (chimie surveillance) et 78°C (chimie coulée) pour la virole C1 * 82°C (chimie surveillance) et 79°C (chimie coulée) pour la soudure. Chimie de surveillance: analyses réalisées au laboratoire de Chinon sur des éprouvettes (non irradiées) prélevées dans le métal de base et dans la soudure. Chimie de coulée: analyses réalisées sur des éprouvettes prélevées sur échantillons de la coulée du lingot Selon l’optimisme dont on peut faire preuve et pour tenir compte des écarts types (pour le métal de base 12,7°C et pour le joint soudé 13,3°C), ceci donne une température de transition entre 45°C et 71°C pour le métal, et entre 41°C et 67°C pour la soudure. Mais, ce paramètre température ne suffit pas pour formuler un diagnostic complet: l’écart type est une notion de statistique qui ne garantit pas à 100% que la température de transition réelle est en dessus de 45°C (et de 41°C). De surcroît, la tenue de la cuve n’est qu’un élément d’appréciation dans le bilan «sûreté». |
suite:
Conclusion p.11Le GSIEN, de plus, pose cette question: Pourquoi donner un temps équivalent subjectif (qui dépend de la stratégie de conduite du réacteur) et non une fluence, plus objective? Nous insistons de nouveau sur le fait qu'il serait préférable de parler en termes de fluence que peut encore recevoir la cuve plutôt qu'en nombre d'années de service. En effet le nombre d’années d’utilisation, dénommé durée de vie, est une notion de communication grand public, sujette à des modifications importantes selon le plan de charges du cœur et le temps de fonctionnement réel. Cela dit ce paramètre température ne suffit pas pour formuler un diagnostic complet: la tenue de la cuve n’est qu’un élément d’appréciation dans le bilan «sûreté». - Rupture brutale. Sur le plan du risque de rupture brutale, les calculs d'EDF prédisent une durée de vie de la cuve d'au moins 40 ans et ce en prenant des hypothèses majorantes. Voici ce qu’en pense l’IRSN (rapport DSR N°466 2012) «Conclusions Générales À la suite des remarques issues de l'analyse du dossier par l'IRSN, des éléments complémentaires ont été apportés par EDF, qui permettent de justifier la tenue mécanique des cuves des réacteurs de 900 MWé jusqu'à 40 ans, Des travaux restent à mener pour apprécier la tenue des cuves dans le temps. Ceci s'imposerait d'autant plus qu'EDF souhaiterait prolonger l'exploitation de tout ou partie des tranches de 900 MWé au-delà de 40 ans, Ces travaux devraient viser, d'une part à démontrer la pertinence de I'application des formules de prévision de la fragilisation pour les fluences élevées, d'autre part à évaluer certaines marges éventuellement existantes, mais non explicitées à ce jour, concernant tant la thermohydraulique des transitoires que la mécanique de la rupture.» Il est clair que la durée de fonctionnement, dont sera créditée FSH 2, est suspendue à la décision de l'ASN (début 2013?), mais l’IRSN a émis des remarques qui prouvent qu’une prolongation à 40 ans est encore à justifier et que, pour un fonctionnement plus éloigné dans le temps, des études complémentaires sont nécessaires. Et, reprécisons que la cuve est un élément important, mais que la tenue de divers autres matériels sera, aussi, à prendre en compte. 2 – Générateurs de vapeur. La tranche a été équipée de nouveaux générateurs de vapeur au cours de cette VD3. Ce remplacement ne peut, pour les réacteurs de Fessenheim, être réalisé en temps caché. En effet, les GV doivent être introduits en deux parties dans le bâtiment réacteur ce qui nécessite la réalisation sur site du joint final d’assemblage de ces deux parties. Le remplacement des GV s’est étalé sur 128 jours. À ce jour pour les 3 nouveaux GV, 2 tubes ont dû être bouchés lors des tests avant redémarrage sur site. En effet, les tests sur site sont plus sévères que ceux effectués en usine. Ils sont également différents. Leur requalification avant démarrage s’est bien passée. 3 – Enceinte de confinement (bâtiment réacteur – BR) Le taux de fuite mesuré lors de l'épreuve de "gonflage" est dans les limites réglementaires. Le cloquage de la peau interne (liner) ne semble pas avoir évolué, a conclu EDF. Cependant en VD2 de Fessenheim 2 une cartographie avait été faite pour pouvoir suivre les évolutions de la peau interne. Mais en VD3 EDF s’est contenté de l’examen visuel de 5 plaques. L’établissement d’un bilan reste donc illusoire puisque cette cartographie, effectuée en 2001 est restée sans suite. Est-ce que les traversées d’enceinte ont été vérifiées sur Fessenheim 2 et selon quelle méthode? Rappelons la méthode décrite en VD3 de FSH1 (Page 25 du rapport GSIEN): «Néanmoins, une analyse globale des traversées (soudures) doit être menée sur le parc 900 (Fessenheim, Tricastin, Bugey, Dampierre). Pour ce faire EDF a décidé d'étudier, à raison d'un réacteur par site, 1/4 des soudures des traversées (soit 40 par réacteur sur un total de 167). Ce quart est effectivement composé d’un échantillon de tous les types de traversées. Cependant il nous semble qu’il aurait été plus en accord avec une maîtrise de la sûreté de vérifier toutes les traversées.». A-t-elle donné satisfaction ou bien non? |
4 – Cinétique de percement du radier en cas d'accident grave. (suite)Cette problématique traitée en VD3 de Fessenheim 1 est valable aussi pour Fessenheim 2, c’est pourquoi nous insistons sur ce sujet. Les analyses faites en retour d'expérience de l'accident de Three Mile Island (1979), ont conduit l'IRSN à demander un renforcement du radier. En effet, lors de cet accident (brèche du circuit primaire sans rupture de canalisation et dénoyage du coeur) 80% du combustible a fondu et s’est rassemblé en fond de cuve. Lors de l’examen de la cuve, quelque dix ans plus tard (1989), il est apparu que le fond était craquelé et que l’on était passé tout prés d’un percement. Concernant les REP de notre parc, ces analyses sont toujours en cours et leur résultat devrait faire partie du Dossier d'Aptitude à Poursuivre l'Exploitation (DAPE). L’accident de Fukushima a montré que l’accident avec percement de la cuve pouvait exister et ceci se reflète dans les demandes formulées pour permettre la poursuite de FSH1 et sera de toute façon valable aussi pour FSH2. L’IRSN considère qu'à ce jour un épaississement du radier est la solution la plus adaptée pour répondre à la problématique d'une éventuelle interaction corium-béton suite à la percée précoce de la cuve. EDF a remis un dossier qui est en analyse. Ce renforcement demandé depuis de nombreuses années doit être évalué et réalisé avant juin 2013. Le GSIEN n’est pas persuadé que cette opération pourra être effectuée. 5 – Vieillissement. 5.1 – Remplacement des vis des internes de la cuve. Ce programme sera exécuté en 2013 pour Fessenheim 2. 5.2 - Traitement de l’obsolescence * Rénovation de l’instrumentation interne du cœur (RIC) * Remplacement des commandes des grappes longues (RGL) * GEX (EXcitation et régulation de l’alternateur) EDF effectue des remplacements, des réparations, des changements de robinets, connecteurs. Il y a un programme important, mais quel est l’impact de tous ces changements ? Le GSIEN avait posé une question en VD3 de FSH1 concernant les stocks de pièces détachées. En effet, lorqu’une firme ferme ses portes (40 ans de fonctionnement c’est long): comment requalifier une fabrication dans une usine nouvelle? Le remplacement des coussinets d’embiellage des diesels de secours en montre la difficulté: les coussinets s’usent prématurément... depuis qu’il a fallu changer de fournisseur (2 fois déjà!!) 5.3 – Maintenance. Extrait du rapport ASN 2010 (page 349) «Les activités de maintenance En matière de maintenance, l’ASN constate qu’EDF n’a, par le passé, pas suffisamment anticipé certaines problématiques ni le retour d’expérience internationale, ce qui la conduit aujourd’hui à devoir réaliser des opérations de maintenance correctives délicates et de grande ampleur notamment sur les générateurs de vapeur afin d’en assurer la sûreté. Le manque d’anticipation des programmes de maintenance et de remplacement des matériels, notamment sur les générateurs de vapeur, s’est également traduit au cours des dernières années par des programmes de contrôle et d’expertise très importants. L’ASN note cependant qu’EDF intègre désormais les enseignements de ces constats en prévoyant par exemple dès à présent un programme de remplacement de ces équipements sur les réacteurs de 1.300MWe. |
suite:
En
ce qui concerne la mise en œuvre de la politique de maintenance sur les
sites, l’ASN considère qu’EDF doit veiller à disposer des moyens
humains et matériels suffisants. p.12En ce qui concerne la mise en œuvre des méthodes de maintenance par les sites, l’ASN considère que la situation d’EDF est perfectible, et des constats récurrents demeurent: – le référentiel de maintenance est en évolution permanente sous diverses formes. Cette complexité renforce les retards persistants d’intégration constatés sur l’ensemble du parc et tend à disperser les exigences; – la qualité des analyses de risques dans la préparation des interventions de maintenance reste non satisfaisante. Elle doit être significativement améliorée par la quasi totalité des sites. La gestion des pièces de rechange doit également être améliorée; – enfin, la qualité de réalisation des interventions de maintenance passe également par une meilleure appréhension du facteur humain lors de la préparation de ces interventions. La gestion de la sous-traitance La plupart des activités de maintenance sur les sites sont confiées à des entreprises prestataires, sélectionnées sur la base d’un système de qualification et d’évaluation mis en place par EDF. L’ASN estime qu’EDF ne progresse plus dans le domaine de la surveillance des entreprises prestataires depuis 2009. En particulier, l’ASN ne constate pas d’amélioration de la surveillance sur le terrain des activités réalisées par des entreprises prestataires et considère que celle-ci doit être rapidement améliorée et renforcée. L’ASN remarque que la surveillance de la sous-traitance en cascade est inexistante ou pas assez approfondie. Dans ce sens, EDF doit vérifier l’adéquation des ressources allouées à la surveillance, en quantité et en qualité, au regard des activités sous-traitées et compte tenu des enjeux de ces activités pour la sûreté, la radioprotection et la protection de l’environnement. Par ailleurs, l’ASN constate comme les années précédentes que les ressources matérielles mises à dispositions des prestataires sont fréquemment insuffisantes ou inadaptées, ce qui a pu dans certains cas conduire à des conditions de travail dégradées en matière de sécurité et de radioprotection. L’ASN estime nécessaire de demander à EDF d’évaluer sa politique industrielle en matière de maintenance et de recours aux entreprises prestataires pour la réaliser. L’état des matériels Les programmes de maintenance et de remplacement des matériels, la démarche de réexamen de sûreté ainsi que la correction des anomalies de conformité identifiées contribuent à maintenir les matériels des centrales nucléaires dans un état globalement satisfaisant. Cependant, l’ASN estime qu’EDF doit traiter la problématique d’obsolescence qui se pose sur certains matériels. De plus, EDF doit renforcer sa gestion du maintien de qualification aux conditions accidentelles des matériels, que ce soit lors des opérations de maintenance préventive ou lors des remplacements de matériel.» Commentaire GSIEN Ce problème est très important comme le souligne l’ASN dans son rapport 2010. Il est très présent pour les réacteurs du CP0 (Bugey et Fessenheim) qui sont les premiers et dont la construction date des années 1970. L’ASN y ajoute un point que le GSIEN souligne dans cette VD3: sur les chantiers GV, «épreuve enceinte»,... , ainsi que sur la radioprotection qui leur est associée, le recours aux entreprises prestataires de service est de plus en plus important. De nombreux écarts sont signalés dans les lettres de suite d’inspection, ce qui souligne les difficultés d’EDF à assumer la surveillance des chantiers. En radioprotection ceci conduit à des balisages de chantiers incohérents, à des zonages mal définis d’où la déclaration de 8 ESR. |
5.4 – Programme d’Inspections Complémentaires (PIC) (suite)EDF a mis en place des examens dits d’Inspections Complémentaires. Ce programme s’appuyant sur le retour d’expérience du parc, doit être adapté à chaque site et permet de contrôler des portions de circuit sur lesquelles, a priori, il n’est pas attendu de problèmes (tuyauteries, piquages, soudures,...). Les domaines considérés sont: circuit primaire principal (CPP), circuit secondaire principal (CSP), tuyauteries et bâches (réservoirs) hors CPP/CSP, enceinte de confinement, génie civil hors enceinte. Le programme pour Fessenheim 2 permet de conclure qu’il n’a été repéré aucune dégradation au niveau des piquages vérifiés aussi bien sur le CPP, le CSP que sur les tuyauteries reliant à la bâche PTR. Le GSIEN souligne l’intérêt de prévoir un suivi des divers appareillages (même ceux considérés comme peu sensibles). De même, bien suivre les problèmes du parc permet d’anticiper sur la mise en place de contrôles ainsi que, comme le précise l’ASN, savoir prévoir un programme de remplacement de matériels sensibles. Il faut également faire le point sur la tenue de chantiers par des entreprises prestataires et en particulier l’implication du site dans la mise en place de l’intervention, la préparation des fiches de travail. Et le GSIEN sera attentif à la demande émanant de l’ASN: «l’ASN ne constate pas d’amélioration de la surveillance sur le terrain des activités réalisées par des entreprises prestataires et considère que celle-ci doit être rapidement améliorée et renforcée.» 6 – Incidents en VD3 Signalons que les incidents "environnement" et "transport" n'ont pas été totalement traités. * Bilan incidents Sûreté 3 ESS (Evènement Significatif pour la Sûreté) dont 1 de niveau 1 Radioprotection 8 ESR (Evènement Significatif pour la Radioprotection) dont 2 relatifs à des chantiers mal préparés Radioprotection dosimétrie Estimation initiale: 3.255 HmSv dont 825 HmSv pour le RGV Réalisé au 09/02: 3.502 HmSv dont 849 HmSv pour le RGV Déclenchement balise C2 (zone): 694 dont 184 pour le RGV (taux de 0,43%) C3 (sortie): 2 (dossiers / lanière de badge contaminée) La CLIS doit être destinataire des analyses et des réponses de tous les incidents En VD2 le GSIEN avait déjà recommandé que la CLIS puisse avoir accès aux analyses détaillées des incidents pour pouvoir aider à une sûreté et une radioprotection de qualité. Pour avoir la liste (sûreté-ESS, radioprotection – ESR, environnement – ESE) se reporter à l’annexe 5 du rapport VD3 de Fessenheim 1) 7 – Problématique des déchets. Il s’agit d’une politique de site et le sujet à été traité en VD3 de FSH1. Cependant le GSIEN tient à en rappeler l’importance de la gestion des déchets nucléaires et conventionnels. Tout en soulignant une meilleure prise en charge de ce point important, il rappelle son avis en VD3 de FSH1. «Le site de Fessenheim a mis en place un plan de gestion et de réduction des déchets de toutes sortes (conventionnels et radioactifs). Des accords sont en voie d'élaboration avec l'ANDRA et d'autres entreprises pour pouvoir les évacuer. Quant aux déchets pour lesquels il n'existe pas de filière, EDF doit mettre en place des entreposages sécurisés. Le GSIEN avait demandé la communication des inventaires des déchets radioactifs produits, évacués ou entreposés sur le site, inventaires établis annuellement pour les dix années entre VD2 et VD3. Nous n'avons pas eu, à ce jour, communication de ces inventaires, mais il faut que la CLIS puisse en disposer. La CLIS doit disposer du bilan des divers déchets (radioactifs et conventionnels) entreposés sur le site et des modalités de surveillance de ces entreposages, de leur extension éventuelle si les filières d’évacuation se font attendre. Elle devra aussi avoir connaissance des conditions de transport des déchets vers leur stockage ou entreposage, lorsque les transports auront effectivement lieu.» |
suite:
8 – Séismes p.13Il était prévu en VD3 un renforcement de la tenue aux séismes: * reprise des joints inter-bâtiment En effet, à la construction des sites de Fessenheim et Bugey, le remplissage des joints inter-bâtiments avec des matériaux de type polystyrène expansé était une pratique de construction admise par les règles parasismiques de l’époque (années 1970). Ces règles recommandent maintenant de reprendre les joints et de déposer le polystyrène pour qu’il n’y ait pas de possibilités de transmission d’efforts entre bâtiments. La majorité des joints en polystyrène a été déposée. * Remplacement de divers matériels mécaniques et électriques: vanne ASG (Alimentation Secours des GV), capteurs du circuit RIS (injection de secours), robinets CRF (circuit d’eau de recirculation)... * Renforcements: supports de ventilation BAN/BL (Bâtiment Auxiliaire Nucléaire / Bâtiment électrique), pont manutention du Bâtiment combustible (BK). Suite à l’accident de Fukushima, le GSIEN recommande de compléter les études et rappelle la position ASN (rapport ECS Janvier 2012, voir extrait dans ce document page 75): «2. Concernant le thème du séisme, l’ASN considère que les inspections ont montré des lacunes sur plusieurs sites et que des progrès doivent être globalement réalisés sur l’ensemble des sites. Il importe de réaliser des exercices simulant un séisme conduisant à mettre en œuvre les procédures prévues et préparer le personnel à ce type de situation. De plus, l’ASN considère que la problématique séisme-événement (la démarche «séisme événement» a pour objectif de prévenir de l’agression d’un matériel nécessaire en cas de séisme par un matériel ou une structure non classée au séisme.») doit être mieux prise en compte dans les procédures et dans l’exploitation quotidienne des tranches. Enfin, EDF devra veiller au respect de la RFS I.3.b (du 8 juin 1984) relative à l’instrumentation sismique, notamment pour ce qui concerne la connaissance du matériel par les agents, son entretien et son étalonnage. Globalement, l’ASN considère que ce sujet doit faire l’objet d’une vigilance permanente d’EDF afin d’éviter que les enjeux associés à cette agression soient perdus de vue dans l’exploitation quotidienne des réacteurs.» et celle de l’IRSN (rapport IRSN n°679 nov 2011, voir extrait en annexe de ce document page 87) «En conséquence, l’IRSN a formulé le projet de recommandation suivant: Dans le cadre de l’évaluation de la robustesse des aléas retenus dans les référentiels actuels d’une part et dans le cadre de la définition des exigences des noyaux durs d’autre part, l’IRSN recommande que, sur la base des connaissances actuelles, EDF: - identifie l’ensemble des installations nucléaires susceptibles d’être affectées par des effets de site particuliers (lithologiques et/ou géométriques) et évalue les majorations éventuelles à apporter aux spectres retenus, - identifie l’ensemble des failles potentiellement actives localisées dans un rayon de 50 km autour des sites nucléaires et précise leurs caractéristiques, - définisse des scénarios sismiques envisageables au delà des préconisations de la RFS 2001-01 en tenant compte d’une part des incertitudes inhérentes aux données de base (e.g. zonage sismotectonique, sismicité) et aux modèles de prédiction du mouvement sismique (e.g. effets de site particuliers, variabilité intrinsèque), et d’autre part des dimensions des failles potentiellement actives, - fournisse des compléments d’information afin de vérifier que, pour les niveaux de séisme associés aux différents scénarios sismiques envisageables, les fonctions fondamentales de sûreté sont assurées. (nota: cette recommandation est déjà retenue)» ET «- Interactions entre bâtiments (page 116) Dans le cadre de la troisième visite décennale des CNPE de Bugey et de Fessenheim, EDF a effectué, pour des niveaux de séisme réévalués en application de la RFS 2001-01, une justification de la fiabilité des ouvrages et une analyse des risques d’interaction entre bâtiments afin de garantir l’absence de chocs sous séisme entre les bâtiments mitoyens. EDF a réalisé une campagne de mesures des largeurs de joints entre bâtiments à différents niveaux de planchers, et a constaté la présence de matériaux dans les joints produisant des interactions entre les bâtiments (chocs et/ou adossement) en situation sismique.» Le GSIEN souhaite que la problématique «séisme» soit traitée avec rigueur. L’ASN va édicter des prescriptions. Le GSIEN préconise que la CLIS soit destinataire des diverses études et réalisations. En particulier celles réalisées par l’équipe suisse RESONANCE doivent être analysées et confrontées aux études EDF et aux études IRSN. |
9 – Inondations (suite)Ce sujet a été remis en exergue suite aux évènements de Fukushima Extraits rapport ASN (page 136): «- Concernant Fessenheim, les conséquences d’une rupture des digues du Grand Canal d’Alsace seraient la présence d’une lame d’eau sur le site, susceptible d’engendrer un scénario de perte totale des alimentations électriques externes et internes, ainsi que la perte potentielle d’autres matériels de l’îlot nucléaire. Que ce soit pour Fessenheim ou Tricastin, EDF souligne l’absence d’éléments d’études précises disponibles à ce jour sur la hauteur de cette lame d’eau. Dans les RECS, EDF propose: - d’engager un examen détaillé de la tenue des digues à un niveau supérieur au SMS, et de déterminer un débit d’inondation à prendre en compte au-delà du dimensionnement, - d’engager, au vu des résultats, un calcul des champs d’inondations correspondants, - de définir et mettre en place, si nécessaire les parades matérielles et organisationnelles adaptées pour éviter les situations redoutées que sont, pour ce type d’analyse, un rejet important dans l'environnement pour le réacteur et un découvrement des assemblages pour le bâtiment combustible. L’ASN considère que l’engagement d’EDF répond partiellement à sa demande et qu’EDF devra mener des études indiquant de façon précise le niveau d’eau sur le site du Tricastin en cas de rupture des digues de Donzère-Mondragon et sur le site de Fessenheim en cas de rupture des digues du Grand Canal d’Alsace et évaluer les conséquences qui en découlent. L’ASN prendra une prescription à ce sujet.» Le Conseil Général a fait réaliser une étude sur ce sujet, il est indispensable que cette étude soit prise en compte. 10 – Réparation du pressuriseur suite à une fuite, en «intervention à réalisation fortuite». - Une problématique connue... mais qui a obligé à une intervention en réalisation fortuite en VD3 Le pressuriseur est un «petit» réservoir d’environ 12 m de haut où se trouve de l’eau en équilibre avec sa phase vapeur. Sa fonction principale est de maintenir la pression du circuit primaire à sa valeur de consigne (155 bar). Si la pression est trop faible (eu égard à la température de saturation) il y a risque d’ébullition massive et donc de fusion du combustible. La phase liquide du pressuriseur est en liaison directe, par l’intermédiaire de la «tuyauterie d’expansion», avec une boucle du circuit primaire. Ainsi tout le circuit primaire est mis sous pression. La pression du circuit primaire est égale à la pression du pressuriseur (155 bar). La température du circuit primaire (320°C) est inférieure à la température de l’eau du pressuriseur (345°C). Au pressuriseur est associé un réservoir de décharge dont le rôle est de condenser et refroidir de la vapeur de décharge en provenance des vannes de réglage du pressuriseur qui, comme tout réservoir sous pression est équipé de vannes de sécurité. Pour maintenir constante la pression, il faut agir sur la température de l’eau, soit par chauffage de celle-ci grâce aux cannes chauffantes, soit par refroidissement effectué par aspersion. Il y a 78 traversées en fond de pressuriseur par où sont enfilées ces cannes chauffantes de 24kW Thermocoax). Le phénomène de dégradation des cannes est un phénomène connu: Corrosion sous contrainte de l’enveloppe externe des cannes par infiltration de l’eau primaire entraînant un suintement au niveau du connecteur À l’international, un événement de ce type est survenu à Sizewell B (Royaume-Uni) en 2010 Les cannes fonctionnant en «tout ou rien», non secourues, sont les plus sollicitées en fonctionnement normal, donc les plus sensibles à ce phénomène. La cinétique de dégradation des cannes est plus importante sur certaines tranches dites «à risque», dont FSH 2, d’où il a été décidé le remplacement préventif de toutes les cannes Thermocoax. Cette opération est menée sous le pilotage de l’Unité Technique Opérationnelle (UTO) Le remplacement se fera sur plusieurs arrêts à FSH 2 en 2013, 2015 et 2018. |
suite:
- Historique sur Fessenheim 2 p.14* 2006: remplacement de 21 cannes chauffantes en intervention programmée; * de 2006 à 2011: 10 cannes se sont arrêtées; * 2011: détection de traces de bore en arrêt de tranche sur la canne n°34 (éjection du connecteur électrique d’où cette fuite de bore): il s’agit d’une canne du type «tout ou rien» non secourue. Il a été détecté que la canne n°2 était partiellement éjectée. Elle a pu être extraite; L’intervention a duré du 6/09 au 20/10 (15 jours d’immobilisation) avec une dosimétrie de 50H.mSv Le travail a été réalisé par l’entreprise prestataire: Comex Nucléaire et avec du personnel au moins en CDI (Contrat Durée Indéterminé) Ont été remplacées 27 cannes: - 2 cannes à l’origine de «l’intervention en réalisation fortuite», les n°2 et n°34. - 12 cannes déjà hors service (+1 qui a été laissée sur place car non atteignable avec le matériel du site) et - 13 cannes connues pour être sensibles à la corrosion sous contrainte; - Conclusion Ainsi que l’explique EDF «Le point négatif est une intervention en réalisation fortuite (?) Le point positif est que le changement des cannes était prévu et que VD/RGV donne du temps pour caler l’intervention. Cette intervention permet un redémarrage à l’issue de la VD3 sans cannes hors service et en ayant changé les cannes les plus à risque vis-à-vis de la corrosion sous contrainte.» Le changement des 51 cannes restantes se poursuivera jusqu’en 2018 sauf nouvelle fuite fortuite. Le GSIEN constate que le pressuriseur, bien que IPS, n’est pas surveillé suffisamment. EDF et ASN savaient que 12 cannes étaient hors service et on a «attendu» la VD3 pour intervenir! et de plus une s’est avérée «non-atteignable» parce que l’«outillage» n’était pas adapté à l’intervention en réalisation fortuite. Répétons qu’il s’agit d’une intervention dosante, qui ne doit pas être improvisée, car il convient de mettre tous les atouts dans les mains des intervenants: 50H.mSv en 15 jours c’est beaucoup. POUR CONCLURE: 1- A propos du déroulement de la mission d’expertise:L’accès aux dossiers s’est fait avec retard parce que la signature du contrat est intervenue seulement en juillet 2011 (début VD3 16 avril 2011). Cette VD3 étant la suite de celle de FSH1, tous les points communs aux 2 réacteurs sont soit réactualisés, soit non traités comme par exemple les annexes 6 et 7 du rapport VD3 de FSH1. 2- L'analyse des dossiers et des réponses fournies, tant par l'exploitant que par ses appuis techniques, ne met pas en évidence des facteurs alarmants, même si des points concernant la maintenance, la réalisation et le suivi de chantiers, la formation doivent être mieux pris en compte et fortement améliorés. Cependant les réacteurs ont atteint leur 30 ans, des défauts supplémentaires au niveau de la cuve ont été identifiés, il convient donc d’examiner avec rigueur la tenue de cuves sous forte fluence, ainsi que le recommande l’IRSN. Le GSIEN recommande que la décision de poursuivre ou non l’exploitation des réacteurs de Fessenheim (et plus généralement de tous les réacteurs) repose uniquement sur des critères de sûreté (tenue des matériaux,...) et de radioprotection. Et de plus certaines questions restent en suspens: - Par exemple, la tenue du radier (comme pour FSH1) en séquence d'accident grave. Elle reste une question toujours importante, et ce dans la mesure où la probabilité de ce type d'accident augmenterait en raison du vieillissement général de l'installation. Son épaississement est à l’étude: la limite de réalisation ou non est fixée à juin 2013. - La problématique déchets, pour ceux sans filière d'élimination et dont l'entreposage (GV, déchets FA-VL, sources...) sur site n'est pas forcément compatible avec la géographie de ce site (risques d'inondation, par exemple). Elle doit être suivie avec attention. Ce point a été traité en 2010 dans le rapport VD3 FSH1, mais le nouvel inventaire ANDRA ne sera accessible qu’en septembre 2012, nous ne l’avons donc pas repris dans ce rapport, mais en soulignons l’importance pour la CLIS. - Les problèmes inhérents à une installation construite avec des équipements conçus il y a plus de 40 ans. Il convient d’analyser leur obsolescence, de prévoir leur remplacement. En ce qui concerne les équipements impossibles à changer à savoir cuve, enceinte de confinement, il faut en assurer un suivi sans faille. - La reclassification de parties de certains équipements (moteur des pompes primaires et aussi pressuriseur qui ne semble pas en bénéficier dans son ensemble) en matériel IPS (Important Pour la Sûreté) devrait être effectuée. |
L’Autorité de Sûreté (suite)Considérant que la démarche d’évaluation complémentaire de sûreté, engagée d’abord pour les 59 réacteurs électronucléaires en fonctionnement ou en construction et les 20 autres installations nucléaires jugées prioritaires, constitue la première étape du processus de retour d’expérience de l’accident de Fukushima Daiichi survenu à partir du 11 mars 2011 au Japon, Considérant, à l’issue des évaluations complémentaires de sûreté des installations nucléaires prioritaires, que les installations examinées présentent un niveau de sûreté suffisant pour ne justifier l’arrêt immédiat d’aucune d’entre elles, et que la poursuite de leur exploitation nécessite d’augmenter dans les meilleurs délais, au-delà des marges de sûreté dont elles disposent déjà, leur robustesse face à des situations extrêmes, Considérant que les facteurs sociaux, organisationnels et humains, éléments essentiels de la sûreté, ont fait l’objet d’une attention particulière lors des évaluations complémentaires de sûreté, Décide: Article 1er La présente décision fixe, après analyse du rapport d’évaluation complémentaire de sûreté des installations, des prescriptions complémentaires auxquelles doit satisfaire Électricité de France (EDF- SA), dénommée ci-après l’exploitant, dont le siège social est situé 22-30, avenue de Wagram à Paris (75008), pour l'exploitation de l’INB n°75 du site électronucléaire de Fessenheim (Haut Rhin). Ces prescriptions sont définies en annexe. |
suite:
Article 2 p.15Avant le 30 juin 2012, l’exploitant remettra un projet de calendrier de mise en œuvre de toutes les mesures qu’il a prévues à la suite des évaluations complémentaires de sûreté, telles qu’elles figurent dans le rapport d'évaluation complémentaire de sûreté des installations mentionnées à l’article 1er au regard de l’accident de Fukushima et dans les courriers DPI/DIN/EM/MRC/PC-11/021 et DPI/DIN/EM/MRC/PC-11/022 susvisés, dans le respect des prescriptions fixées en annexe. Ce calendrier peut être commun à plusieurs sites. Il définira une date limite de réalisation pour chaque mesure et chaque réacteur. Article 3 Avant le 31 décembre 2013, l’exploitant remettra à l'ASN un bilan des enseignements qu'il tire de l'accident de Fukushima et en fera des propositions de prise en compte dans les référentiels de sûreté. Article 4 Cette décision prend effet à compter de sa notification à l’exploitant. Article 5 Le directeur général de l’Autorité de sûreté nucléaire est chargé de l’exécution de la présente décision qui sera publiée au Bulletin officiel de l’Autorité de sûreté nucléaire. Fait à Paris, le 26 juin 2012. Le collège de l’Autorité de sûreté nucléaire |
Annexe à la décision n°2012-DC-0284 de l’Autorité de sûreté
nucléaire du 26 juin 2012 fixant à Électricité de France - Société
Anonyme (EDF-SA) des prescriptions complémentaires applicables au site
électronucléaire de Fessenheim (Haut Rhin) au vu des conclusions des
évaluations complémentaires de sûreté del’INB n°75 Prescriptions applicables à l’INB 75 (réacteurs n°1 et n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim). Titre III: Maîtrise des risques d’accident [EDF-FSH-12[ECS-1]Chapitre 1: Généralités I. Avant le 30 juin 2012, l’exploitant proposera à l’ASN un noyau dur de dispositions matérielles et organisationnelles robustes visant, pour les situations extrêmes étudiées dans le cadre des ECS, à: a) prévenir un accident avec fusion du combustible ou en limiter la progression, b) limiter les rejets radioactifs massifs, c) permettre à l’exploitant d’assurer les missions qui lui incombent dans la gestion d’une crise. II. Dans le même délai, l’exploitant soumettra à l’ASN les exigences applicables à ce noyau dur. Afin de définir ces exigences, l'exploitant retient des marges significatives forfaitaires par rapport aux exigences applicables au 1er janvier 2012. Les systèmes, structures et composants (SSC) faisant partie de ces dispositions doivent être maintenus fonctionnels, en particulier pour les situations extrêmes étudiées dans le cadre des ECS. Ces SSC sont protégés des agressions internes et externes induites par ces situations extrêmes, par exemple : chutes de charges, chocs provenant d’autres composants et structures, incendies, explosions. III. Pour ce noyau dur, l’exploitant met en place des SSC indépendants et diversifiés par rapport aux SSC existants afin de limiter les risques de mode commun. L'exploitant justifie le cas échéant le recours à des SSC non diversifiés ou existants. IV. L’exploitant prend toutes les dispositions nécessaires pour assurer le caractère opérationnel de l’organisation et des moyens de crise en cas d’accident affectant tout ou partie des installations d’un même site. A cet effet, l’exploitant inclut ces dispositions dans le noyau dur défini au I. de la présente prescription, et fixe en particulier, conformément au II de la présente prescription, des exigences relatives: - aux locaux de gestion des situations d’urgence, pour qu’ils offrent une grande résistance aux agressions et qu’ils restent accessibles et habitables en permanence et pendant des crises de longue durée, y compris en cas de rejets radioactifs. Ces locaux devront permettre aux équipes de crise d’assurer le diagnostic de l’état des installations et le pilotage des moyens du noyau dur; - à la disponibilité et à l’opérabilité des moyens mobiles indispensables à la gestion de crise; - aux moyens de communication indispensables à la gestion de crise, comprenant notamment les moyens d’alerte et d’information des équipiers de crise et des pouvoirs publics et, s’ils s’avéraient nécessaires, les dispositifs d’alerte des populations en cas de déclenchement du plan particulier d’intervention en phase réflexe sur délégation du préfet; - à la disponibilité des paramètres permettant de diagnostiquer l’état de l’installation, ainsi que des mesures météorologiques et environnementales (radiologique et chimique, à l’intérieur et à l’extérieur des locaux de gestion des situations d’urgence) permettant d’évaluer et de prévoir l’impact radiologique sur les travailleurs et les populations; - aux moyens de dosimétrie opérationnelle, aux instruments de mesure pour la radioprotection et aux moyens de protection individuelle et collective. Ces moyens seront disponibles en quantité suffisante avant le 31 décembre 2012. [EDF-FSH-13][ECS-19] I. Au plus tôt compte tenu des contraintes de déploiement sur le parc et, en tout état de cause, avant le 31 décembre 2016, l'exploitant met en place dans le puits de cuve des moyens redondants permettant de détecter le percement de la cuve et dans l'enceinte des moyens redondants permettant de détecter la présence d'hydrogène. Une instrumentation permet de signaler en salle de commande le percement de la cuve par le corium. II. Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant proposera à l’ASN les exigences définitives pour ces dispositions et leur appartenance éventuelle au noyau dur. |
suite:
[EDF-FSH-14][ECS-20] p.16I. Avant le 30 juin 2012, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications à apporter permettant de mesurer d'une part l'état de la piscine d'entreposage du combustible (température et niveau d'eau de la piscine de désactivation) et d'autre part l'ambiance radiologique du hall du bâtiment combustible. II. Dans l’attente de leur mise en œuvre: - Au plus tard le 31 décembre 2012, l'exploitant met à disposition de son organisation nationale de crise des abaques donnant, en fonction de la puissance résiduelle du combustible entreposé dans la piscine de désactivation, les délais d’atteinte de l’ébullition en cas de perte totale du refroidissement. - Au plus tard le 31 décembre 2013, l'exploitant rend disponible la mesure de niveau en cas de perte totale des alimentations électriques. Chapitre 3: Maîtrise des autres risques [EDF-FSH-15][ECS-5] Au plus tard le 30 juin 2012, l’exploitant réalise les remises en conformité de la protection volumétrique mentionnées dans la note D4550.31-12/1367-Indice 0. L’exploitant met en œuvre l'organisation et les ressources telles que décrites dans le document D4550.31-06/1840 indice 0 du 12/10/2007 susvisé pour s'assurer que la protection volumétrique conserve dans le temps l'efficacité qui lui est attribuée dans la démonstration de sûreté. [EDF-FSH-16][ECS-6] Avant le 31 décembre 2013, l’exploitant présentera à l’ASN les modifications qu’il envisage en vue de renforcer, avant le 31 décembre 2016, la protection des installations contre le risque d’inondation au-delà du référentiel en vigueur au 1er janvier 2012, par exemple par le rehaussement de la protection volumétrique, en vue de se prémunir de la survenue de situations de perte totale de la source froide ou des alimentations électriques, pour les scénarios au-delà du dimensionnement, notamment: - pluies majorées, - inondation induite par la défaillance d’équipements internes au site sous l’effet d’un séisme. [EDF-FSH-17][ECS-8] Avant le 30 septembre 2012, l'exploitant vérifiera la conformité de ses installations vis-à-vis des dispositions de la règle fondamentale de sûreté I.3.b dont l'application est prévue par le rapport de sûreté. L'exploitant remettra à l’ASN un bilan exhaustif de cet examen et des écarts corrigés, complété d’un plan d’actions listant pour les écarts résiduels les échéances de correction. [EDF-FSH-18][ECS-9] Au plus tard le 31 décembre 2012, l'exploitant prend les dispositions nécessaires pour prévenir l’agression, par d’autres équipements, de matériels dont la disponibilité est requise par la démonstration de sûreté à la suite d’un séisme. L'exploitant présentera à l'ASN, avant le 31 décembre 2013 un bilan d’application de cette démarche, ainsi qu'un bilan intermédiaire avant le 30 juin 2013. [EDF-FSH-19][ECS-10] Avant le 30 juin 2012, l'exploitant transmettra à l'ASN un programme de formation des équipes de conduite permettant de renforcer leur niveau de préparation en cas de séisme. Ce programme doit notamment comprendre des mises en situations régulières. Ce programme doit avoir été suivi par le personnel de conduite du réacteur en charge de la baie sismique et des mesures d’exploitation associées au plus tard le 31 décembre 2012. Les autres équipes de conduite du site doivent recevoir une information au 31 décembre 2012 et avoir suivi l’ensemble du programme au plus tard le 31 décembre 2013. [EDF-FSH-20][ECS-11] Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant remettra à l'ASN une étude indiquant le niveau de robustesse au séisme des digues et autres ouvrages de protection des installations contre l’inondation et présentant selon ce niveau de robustesse: - les conséquences d'une défaillance de ces ouvrages, - les solutions techniques envisagées pour protéger les équipements du noyau dur objet de la prescription [ECS-1] ci-dessus. Pour les digues, cette analyse devra préciser la constitution réelle (stratigraphie et caractéristiques des matériaux) des digues et sa possible variabilité, les singularités locales et leur rôle potentiel dans des mécanismes de dégradation des digues. |
[EDF-FSH-21][ECS-12] (suite)Avant le 30 décembre 2012, l'exploitant présentera à l'ASN: - une étude évaluant la tenue au séisme majoré de sécurité des structures et matériels contribuant à la sûreté nucléaire de la sectorisation incendie, la détection d’incendie et les systèmes d’extinction fixes, soumis à un requis de tenue au demi-séisme de dimensionnement, - pour les éléments dont la tenue au séisme majoré de sécurité ne pourrait être justifiée, un programme de modifications pour garantir la protection des fonctions de sûreté contre l'incendie en cas de séisme majoré de sécurité. [EDF-FSH-22][ECS-13] Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant remettra à l'ASN une étude des avantages et inconvénients liés à la mise en place d'un système d'arrêt automatique de ses réacteurs sur sollicitation sismique qui permettra de replier le réacteur dans l'état le plus sûr, en cas de dépassement du niveau de séisme correspondant au spectre d'amplitude moitié du spectre de dimensionnement du site. [EDF-FSH-23][ECS-14] I. Au plus tard le 31 décembre 2013, l’exploitant complète ses études actuelles par la prise en compte du risque créé par les activités situées à proximité de ses installations, dans les situations extrêmes étudiées dans le cadre des évaluations complémentaires de sûreté, et en relation avec les exploitants voisins responsables de ces activités (installations nucléaires, installations classées pour la protection de l’environnement ou autres installations susceptibles de présenter un danger). À cette échéance, l’exploitant propose les éventuelles modifications à apporter à ses installations ou leurs modalités d’exploitation résultant de cette analyse. II. Au plus tard le 31 décembre 2013, l’exploitant prend toutes les dispositions, par exemple au moyen de conventions ou de systèmes de détection et d’alerte, pour être rapidement informé de tout événement pouvant constituer une agression externe envers ses installations, pour protéger son personnel contre ces agressions et pour assurer une gestion de crise coordonnée avec les exploitants voisins. [EDF-FSH-24][ECS-15] Avant le 30 juin 2012, l’exploitant réalisera et remettra à l'ASN une revue globale de la conception de la source froide vis-à-vis des agressions ayant un impact sur l'écoulement et la qualité de l'eau et du risque de colmatage de la source froide. [EDF-FSH-25][ECS-16] I. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications en vue d'installer des dispositifs techniques de secours permettant d’évacuer durablement la puissance résiduelle du réacteur et de la piscine d’entreposage des combustibles en cas de perte de la source froide. Ces dispositifs doivent répondre aux exigences relatives au noyau dur objet de la prescription [ECS-1] ci-dessus. Dans l’attente de la mise en service des moyens d’alimentation électrique d’ultime secours mentionnés à l’alinéa 2 de la prescription [ECS-18], ces dispositifs devront être maintenus fonctionnels en cas de perte totale prolongée des alimentations électriques en recourant, au besoin, à des moyens électriques temporaires. II. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications qu'il envisage en vue de l'installation, avant le 30 juin 2013 sauf justification particulière, de dispositifs assurant l'injection d'eau borée dans le cœur du réacteur en cas de perte totale d'alimentation électrique du site lorsque le circuit primaire est ouvert. Avant le 30 juin 2013, l'exploitant proposera à l’ASN les exigences définitives pour ces dispositions et leur appartenance éventuelle au noyau dur. |
suite:
[EDF-FSH-26][ECS-17] p.17Au plus tard le 31 décembre 2013, l'exploitant examine les exigences assignées aux matériels nécessaires à la maîtrise des situations de perte totale de la source froide ou de perte totale des alimentations électriques, en matière de tenue en température, de résistance aux séismes, aux inondations et aux effets induits sur l'installation par ces agressions Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant remettra à l'ASN le bilan de cet examen accompagné des propositions d'évolution du référentiel de sûreté et de renforcement des installations en découlant pour faire face à ces situations, en particulier dans les scénarios de longue durée. [EDF-FSH-27][ECS-18] I. Avant le 30 juin 2012, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications qu'il envisage en vue d'augmenter notablement, avant le 31 décembre 2014, l'autonomie des batteries utilisées en cas de perte des alimentations électriques externes et internes. II. Au plus tôt compte tenu des contraintes de déploiement sur le parc et, en tout état de cause, avant le 31 décembre 2018, l’exploitant met en place, sur chacun des réacteurs du site, un moyen d'alimentation électrique supplémentaire permettant notamment d'alimenter, en cas de perte des autres alimentations électriques externes et internes, les systèmes et composants appartenant au noyau dur objet de la prescription [ECS-1] ci-dessus. Ces dispositifs doivent répondre aux exigences relatives au noyau dur objet de la prescription [ECS-1] ci-dessus. III. Dans l'attente et au plus tard le 30 juin 2013, l'exploitant met en place un dispositif temporaire sur chaque réacteur permettant d'alimenter: - le contrôle commande nécessaire en cas de perte des alimentations électriques externes et internes, - l'éclairage de la salle de commande. [EDF-FSH-28][ECS-27] I. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant transmettra à l’ASN une étude de faisabilité en vue de la mise en place, ou de la rénovation, de dispositifs techniques, de type enceinte géotechnique ou d'effet équivalent, visant à s’opposer au transfert de contamination radioactive vers les eaux souterraines et, par écoulement souterrain, les eaux superficielles, en cas d’accident grave ayant conduit au percement de la cuve par le corium. II. Avant le 30 juin 2012, l'exploitant remettra à l'ASN une mise à jour de la fiche hydrogéologique du site, regroupant les données géologiques et hydrogéologiques actuelles. [EDF-FSH-29][ECS-29] Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant remettra à l'ASN une étude détaillée sur les possibilités d'amélioration du dispositif d'éventage filtration U5, en prenant en compte les points suivants: - résistance aux agressions, - limitation des risques de combustion d'hydrogène, - efficacité de la filtration en cas d'utilisation simultanée sur deux réacteurs, - amélioration de la filtration des produits de fissions, en particulier des iodes, - conséquences radiologiques de l'ouverture du dispositif, notamment sur l'accessibilité du site, et l’ambiance radiologique des locaux de crise et de la salle de commande. |
Titre V : Gestion et élimination des déchets et des combustibles usés d'une installation nucléaire de base Chapitre 4 : Prescriptions relatives aux entreposages des déchets et des combustibles usés [EDF-FSH-30[ECS-21] Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant remettra à l'ASN, une étude des conséquences d’un accident de chute d’emballage de transport de combustible usé en intégrant les situations extrêmes étudiées dans le cadre des ECS. Avant le 31 décembre 2013, une étude des dispositions complémentaires envisageables pour prévenir ou limiter les conséquences de cette chute sera présentée. [EDF-FSH-31][ECS-22] Avant le 30 juin 2012, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications à apporter à ses installations visant à renforcer la prévention du risque de vidange accidentelle de la piscine du bâtiment combustible: - dispositions permettant d'éviter une vidange complète et rapide par siphonnage de la piscine en cas de rupture d'une tuyauterie connectée; - automatisation de l’isolement de la ligne d’aspiration du circuit de refroidissement; Les dispositions permettant d'éviter une vidange complète et rapide par siphonnage de la piscine en cas de rupture d'une tuyauterie connectée seront réalisées avant fin mars 2014. L’automatisation de l’isolement de la ligne d’aspiration du circuit de refroidissement sera réalisée avant le 31 décembre 2016. [EDF-FSH-32][ECS-23] Avant le 30 juin 2012, l'exploitant remettra à l'ASN une étude des dispositions envisageables, en cas de perte totale des alimentations électriques et de vidange accidentelle, pour mettre en position sûre un assemblage de combustible en cours de manutention dans le bâtiment combustible avant que les conditions d’ambiance ne permettent plus d’accéder aux locaux. [EDF-FSH-33][ECS-24] Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant remettra à l'ASN une étude de l'évolution temporelle du comportement du combustible et de l’eau présents dans la piscine de désactivation du combustible dans des situations de vidange et de perte de refroidissement. L'exploitant y évalue notamment l'ambiance radiologique en situation d’ébullition de la piscine ainsi que les concentrations d’hydrogène par radiolyse potentiellement atteintes en situation de perte de la ventilation du hall du bâtiment combustible. À cette échéance, l'exploitant propose, en les justifiant, les dispositions pouvant être mises en œuvre. [EDF-FSH-34][ECS-25] I. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant remettra à l'ASN une étude des modifications matérielles ou des conditions d'exploitation envisageables pour prévenir le dénoyage des assemblages en cours de manutention, résultant d'une brèche du tube de transfert situé entre les piscines des bâtiments réacteur et combustible ou des tuyauteries de vidanges des compartiments. II. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant présentera à l'ASN des modifications matérielles ou des conditions d'exploitation envisageables pour prévenir, avant le 30 juin 2013, la perte rapide d'inventaire en eau au-dessus des assemblages entreposés, résultant d'une brèche du tube de transfert situé entre les piscines des bâtiments réacteur et combustible ou les tuyauteries de vidanges des compartiments. Titre VI: Gestion des situations d’urgence Chapitre 1: Généralités [EDF-FSH-35][ECS-31] Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant transmet à l’ASN un dossier présentant les modifications prévues en vue d’assurer sur son site, en cas de rejets de substances dangereuses ou d’ouverture du système d’éventage-filtration (U5), la conduite et la surveillance de l’ensemble des installations du site jusqu’à l’atteinte d’un état sûr durable, ainsi que le calendrier de déploiement associé. [EDF-FSH-36][ECS-32] Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant renforcera ses dispositions matérielles et organisationnelles pour prendre en compte les situations accidentelles affectant simultanément tout ou partie des installations du site. [EDF-FSH-37][ECS-34] L'exploitant veille à la mise à jour tous les 5 ans des conventions qu’il passe avec les centres hospitaliers voisins. Ces conventions sont testées régulièrement lors d’exercices de crise. |
suite:
[EDF-FSH-38][ECS-35] p.18I. Au plus tard le 31 décembre 2012, l'exploitant définit les actions humaines requises pour la gestion des situations extrêmes étudiées dans les évaluations complémentaires de sûreté. Il vérifie que ces actions sont effectivement réalisables compte tenu des conditions d’interventions susceptibles d’être rencontrées dans de tels scénarios. Il prend notamment en compte la relève des équipes de crise et la logistique nécessaire aux interventions. Il précise les adaptations envisagées sur le plan matériel ou organisationnel. À la fin de cette échéance, l'exploitant transmettra le bilan de ce travail et les mesures envisagées. Au 30 juin 2012, l'exploitant transmettra à l'ASN un point d’étape. II. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant transmettra à l’ASN la liste des compétences nécessaires à la gestion de crise en précisant si ces compétences sont susceptibles d’être portées par des entreprises prestataires. L'exploitant justifiera que son organisation assure la disponibilité des compétences nécessaires en cas de crise, y compris en cas de recours à des entreprises prestataires. III. Avant le 30 septembre 2013, l'exploitant assure au personnel concerné une formation et une préparation visant à les mobiliser et à les faire intervenir au cours d’une situation accidentelle particulièrement stressante. Il s’assure que les entreprises prestataires susceptibles d’intervenir dans la gestion de crise adoptent des exigences similaires concernant la préparation et la formation de leurs personnels. IV. Avant le 30 septembre 2013, l'exploitant définit des dispositions de prise en charge sociale et psychologique des équipiers de crise, en prenant en compte l’environnement familial, mises en œuvre en cas de situation accidentelle particulièrement stressante pour assurer des conditions de travail permettant une gestion de la crise aussi efficace que possible. [EDF-FSH-39][ECS-36] I.Avant le 30 juin 2012, l'exploitant présentera à l’ASN les mesures qu’il prévoit afin de disposer d’équipes spécialisées capables d’intervenir pour assurer la relève des équipes de quart et mettre en œuvre des moyens d'intervention d’urgence en moins de 24 heures, avec un début des opérations sur site dans un délai de 12 heures après leur mobilisation. Ce dispositif peut être commun à plusieurs sites nucléaires de l’exploitant. Ces équipes doivent être dimensionnées pour intervenir sur l’ensemble des réacteurs du site et disposer d’outils de mesures pouvant être déployés à leur arrivée. L’exploitant précisera l’organisation et le dimensionnement de ces équipes, et notamment: - les critères d’activation, - les missions qui leur incombent, - les moyens matériels et humains dont elles disposent, - les équipements de protection individuelle, - le système mis en place pour assurer la maintenance de ces moyens matériels ainsi que leur opérabilité et disponibilité permanentes, - les formations de leurs personnels et le processus de maintien des compétences. II. Au 31 décembre 2012, ce dispositif est projetable pour intervenir sur un réacteur du site. Il aura une capacité d’intervention simultanée sur l’ensemble des réacteurs du site fin 2014. III. Avant le 30 juin 2012, l'exploitant présentera également les dispositions permettant d’adapter le dispositif à des interventions simultanées sur plusieurs de ses sites nucléaires. [EDF-FSH-40][ECS-30] I. L’exploitant vérifie que les locaux de gestion des situations d’urgence résistent à une inondation en cas d’atteinte de la cote majorée de sécurité. Avant le 30 juin 2012, il présente à l’ASN les conclusions de cette vérification et les modifications envisagées si nécessaires. Avant le 30 juin 2013, il réalisera, le cas échéant, les travaux de renforcement nécessaires. L’exploitant vérifie que les locaux de gestion des situations d’urgence résistent au séisme majoré de sécurité. Avant le 30 juin 2012, il présente à l’ASN les conclusions de cette vérification et les modifications envisagées si nécessaire. Avant le 30 juin 2013, il réalisera, le cas échéant, les aménagements nécessaires. II. Au plus tard le 30 juin 2012, l’exploitant met en place des moyens de communication autonomes permettant un contact direct du site avec l’organisation nationale de crise visée dans la directive interministérielle du 7 avril 2005. III. Au plus tard le 30 juin 2013, l’exploitant stocke ses moyens mobiles nécessaires à la gestion de crise dans des locaux ou sur des zones adaptées résistant au séisme majoré de sécurité et à une inondation en cas d’atteinte de la cote majorée de sécurité. |
Considérant que la démarche d’évaluation
complémentaire de sûreté, engagée d’abord pour les 59 réacteurs
électronucléaires en fonctionnement ou en construction et les 20 autres
installations nucléaires jugées prioritaires, constitue la première
étape du processus de retour d’expérience de l’accident de Fukushima
Daiichi survenu à partir du 11 mars 2011 au Japon, (suite)Considérant, à l’issue des évaluations complémentaires de sûreté des installations nucléaires prioritaires, que les installations examinées présentent un niveau de sûreté suffisant pour ne justifier l’arrêt immédiat d’aucune d’entre elles, et que la poursuite de leur exploitation nécessite d’augmenter dans les meilleurs délais, au-delà des marges de sûreté dont elles disposent déjà, leur robustesse face à des situations extrêmes, Considérant que les facteurs sociaux, organisationnels et humains, éléments essentiels de la sûreté, ont fait l’objet d’une attention particulière lors des évaluations complémentaires de sûreté, Décide: Article 1er La présente décision fixe, après analyse du rapport d’évaluation complémentaire de sûreté des installations, des prescriptions complémentaires auxquelles doit satisfaire Électricité de France (EDF-SA), dénommée ci-après l’exploitant, dont le siège social est situé 22-30, avenue de Wagram à Paris (75008), pour l'exploitation des INB n°96, 97 et 122 du site électronucléaire de Gravelines (Nord). Ces prescriptions sont définies en annexe. Article 2 Avant le 30 juin 2012, l’exploitant remettra un projet de calendrier de mise en œuvre de toutes les mesures qu’il a prévues à la suite des évaluations complémentaires de sûreté, telles qu’elles figurent dans le rapport d'évaluation complémentaire de sûreté des installations mentionnées à l’article 1er au regard de l’accident de Fukushima et dans les courriers DPI/DIN/EM/MRC/PC-11/021 et DPI/DIN/EM/MRC/PC-11/022 susvisés, dans le respect des prescriptions fixées en annexe. Ce calendrier peut être commun à plusieurs sites. Il définira une date limite de réalisation pour chaque mesure et chaque réacteur. Article 3 Avant le 31 décembre 2013, l’exploitant remettra à l'ASN un bilan des enseignements qu'il tire de l'accident de Fukushima et en fera des propositions de prise en compte dans les référentiels de sûreté. Article 4 Cette décision prend effet à compter de sa notification à l’exploitant. Article 5 Le directeur général de l’Autorité de sûreté nucléaire est chargé de l’exécution de la présente décision qui sera publiée au Bulletin officiel de l’Autorité de sûreté nucléaire. Fait à Paris, le 26 juin 2012. Le collège de l’Autorité de sûreté nucléaire, |
suite:
Annexe à la décision n°2011-DC-0286 de l’Autorité de sûreté nucléaire du 26 juin 2011 fixant à Électricité de France – Société Anonyme (EDF-SA) des prescriptions complémentaires applicables au site électronucléaire de Gravelines (Nord) au vu des conclusions des évaluations complémentaires de sûreté des INB n°96,97 et 122 Prescriptions applicables aux INB n°96 (réacteurs n°1 et n°2 de la centrale nucléaire de Gravelines) INB n°97 (réacteurs n°3 et n°4 de la centrale nucléaire de Gravelines) et INB n°122 (réacteurs n°5 et n°6 de la centrale nucléaire de Gravelines) Titre III : Maîtrise des risques d’accident Chapitre 1 : Généralités [EDF-GRA-1][ECS-1] I. Avant le 30 juin 2012, l’exploitant proposera à l’ASN un noyau dur de dispositions matérielles et organisationnelles robustes visant, pour les situations extrêmes étudiées dans le cadre des ECS, à: a) prévenir un accident avec fusion du combustible ou en limiter la progression, b) limiter les rejets radioactifs massifs, c) permettre à l’exploitant d’assurer les missions qui lui incombent dans la gestion d’une crise. II. Dans le même délai, l’exploitant soumettra à l’ASN les exigences applicables à ce noyau dur. Afin de définir ces exigences, l'exploitant retient des marges significatives forfaitaires par rapport aux exigences applicables au 1er janvier 2012. Les systèmes, structures et composants (SSC) faisant partie de ces dispositions doivent être maintenus fonctionnels, en particulier pour les situations extrêmes étudiées dans le cadre des ECS. Ces SSC sont protégés des agressions internes et externes induites par ces situations extrêmes, par exemple: chutes de charges, chocs provenant d’autres composants et structures, incendies, explosions. III. Pour ce noyau dur, l’exploitant met en place des SSC indépendants et diversifiés par rapport aux SSC existants afin de limiter les risques de mode commun. L'exploitant justifie le cas échéant le recours à des SSC non diversifiés ou existants. IV. L’exploitant prend toutes les dispositions nécessaires pour assurer le caractère opérationnel de l’organisation et des moyens de crise en cas d’accident affectant tout ou partie des installations d’un même site. |
|
À cet effet, l’exploitant inclut ces
dispositions dans le noyau dur défini au I. de la présente
prescription, et fixe en particulier, conformément au II de la présente
prescription, des exigences relatives: (suite)- aux locaux de gestion des situations d’urgence, pour qu’ils offrent une grande résistance aux agressions et qu’ils restent accessibles et habitables en permanence et pendant des crises de longue durée, y compris en cas de rejets radioactifs. Ces locaux devront permettre aux équipes de crise d’assurer le diagnostic de l’état des installations et le pilotage des moyens du noyau dur; - à la disponibilité et à l’opérabilité des moyens mobiles indispensables à la gestion de crise; - aux moyens de communication indispensables à la gestion de crise, comprenant notamment les moyens d’alerte et d’information des équipiers de crise et des pouvoirs publics et, s’ils s’avéraient nécessaires, les dispositifs d’alerte des populations en cas de déclenchement du plan particulier d’intervention en phase réflexe sur délégation du préfet; - à la disponibilité des paramètres permettant de diagnostiquer l’état de l’installation, ainsi que des mesures météorologiques et environnementales (radiologique et chimique, à l’intérieur et à l’extérieur des locaux de gestion des situations d’urgence) permettant d’évaluer et de prévoir l’impact radiologique sur les travailleurs et les populations ; -aux moyens de dosimétrie opérationnelle, aux instruments de mesure pour la radioprotection et aux moyens de protection individuelle et collective. Ces moyens seront disponibles en quantité suffisante avant le 31 décembre 2012. [EDF-GRA-2][ECS-19] I. Au plus tôt compte tenu des contraintes de déploiement sur le parc et, en tout état de cause, avant le 31 décembre 2016, l'exploitant met en place dans le puits de cuve des moyens redondants permettant de détecter le percement de la cuve et dans l'enceinte des moyens redondants permettant de détecter la présence d'hydrogène. Une instrumentation permet de signaler en salle de commande le percement de la cuve par le corium. II. Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant proposera à l’ASN les exigences définitives pour ces dispositions et leur appartenance éventuelle au noyau dur. [EDF-GRA-3][ECS-20] I. Avant le 30 juin 2012, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications à apporter permettant de mesurer d'une part l'état de la piscine d'entreposage du combustible (température et niveau d'eau de la piscine de désactivation) et d'autre part l'ambiance radiologique du hall du bâtiment combustible. II. Dans l’attente de leur mise en œuvre: - Au plus tard le 31 décembre 2012, l'exploitant met à disposition de son organisation nationale de crise des abaques donnant, en fonction de la puissance résiduelle du combustible entreposé dans la piscine de désactivation, les délais d’atteinte de l’ébullition en cas de perte totale du refroidissement. - Au plus tard le 31 décembre 2013, l'exploitant rend disponible la mesure de niveau en cas de perte totale des alimentations électriques. Chapitre 3: Maîtrise des autres risques [EDF-GRA-4][ECS-4] L’exploitant réalise, avant le 31 décembre 2014, les travaux permettant de protéger les installations contre l’inondation, mentionnés dans la note ETDOIL080038 G susvisée. [EDF-GRA-5][ECS-5] Au plus tard le 30 juin 2012, l’exploitant réalise les remises en conformité de la protection volumétrique mentionnées dans la note D4550.31-12/1367-Indice 0. L’exploitant met en œuvre l'organisation et les ressources telles que décrites dans le document D4550.31-06/1840 indice 0 du 12/10/2007 susvisé pour s'assurer que la protection volumétrique conserve dans le temps l'efficacité qui lui est attribuée dans la démonstration de sûreté. |
suite:
[EDF-GRA-6][ECS-6] p.20Avant le 31 décembre 2013, l’exploitant présentera à l’ASN les modifications qu’il envisage en vue de renforcer, avant le 31 décembre 2017, la protection des installations contre le risque d’inondation au-delà du référentiel en vigueur au 1er janvier 2012, par exemple par le rehaussement de la protection volumétrique, en vue de se prémunir de la survenue de situations de perte totale de la source froide ou des alimentations électriques, pour les scénarios au-delà du dimensionnement, notamment: - pluies majorées, - inondation induite par la défaillance d’équipements internes au site sous l’effet d’un séisme. [EDF-GRA-7][ECS-8] Avant le 30 septembre 2012, l'exploitant vérifiera la conformité de ses installations vis-à-vis des dispositions de la règle fondamentale de sûreté I.3.b dont l'application est prévue par le rapport de sûreté. L'exploitant remettra à l’ASN un bilan exhaustif de cet examen et des écarts corrigés, complété d’un plan d’actions listant pour les écarts résiduels les échéances de correction. [EDF-GRA-8][ECS-9] Au plus tard le 31 décembre 2012, l'exploitant prend les dispositions nécessaires pour prévenir l’agression, par d’autres équipements, de matériels dont la disponibilité est requise par la démonstration de sûreté à la suite d’un séisme. L'exploitant présentera à l'ASN, avant le 31 décembre 2013 un bilan d’application de cette démarche, ainsi qu'un bilan intermédiaire avant le 30 juin 2013. [EDF-GRA-9][ECS-10] Avant le 30 juin 2012, l'exploitant transmettra à l'ASN un programme de formation des équipes de conduite permettant de renforcer leur niveau de préparation en cas de séisme. Ce programme doit notamment comprendre des mises en situations régulières. Ce programme doit avoir été suivi par le personnel de conduite du réacteur en charge de la baie sismique et des mesures d’exploitation associées au plus tard le 31 décembre 2012. Les autres équipes de conduite du site doivent recevoir une information au 31 décembre 2012 et avoir suivi l’ensemble du programme au plus tard le 31 décembre 2013. [EDF-GRA-10][ECS-12] Avant le 30 décembre 2012, l'exploitant présentera à l'ASN: - une étude évaluant la tenue au séisme majoré de sécurité des structures et matériels contribuant à la sûreté nucléaire de la sectorisation incendie, la détection d’incendie et les systèmes d’extinction fixes, soumis à un requis de tenue au demi-séisme de dimensionnement, - pour les éléments dont la tenue au séisme majoré de sécurité ne pourrait être justifiée, un programme de modifications pour garantir la protection des fonctions de sûreté contre l'incendie en cas de séisme majoré de sécurité. [EDF-GRA-11][ECS-13] Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant remettra à l'ASN une étude des avantages et inconvénients liés à la mise en place d'un système d'arrêt automatique de ses réacteurs sur sollicitation sismique qui permettra de replier le réacteur dans l'état le plus sûr, en cas de dépassement du niveau de séisme correspondant au spectre d'amplitude moitié du spectre de dimensionnement du site. [EDF-GRA-12][ECS-14] I. Au plus tard le 31 décembre 2012, l’exploitant complète ses études actuelles par la prise en compte du risque créé par les activités situées à proximité de ses installations, dans les situations extrêmes étudiées dans le cadre des évaluations complémentaires de sûreté, et en relation avec les exploitants voisins responsables de ces activités (installations nucléaires, installations classées pour la protection de l’environnement ou autres installations susceptibles de présenter un danger). A cette échéance, l’exploitant propose les éventuelles modifications à apporter à ses installations ou leurs modalités d’exploitation résultant de cette analyse. II. Au plus tard le 31 décembre 2012, l’exploitant prend toutes les dispositions, par exemple au moyen de conventions ou de systèmes de détection et d’alerte, pour être rapidement informé de tout événement pouvant constituer une agression externe envers ses installations, pour protéger son personnel contre ces agressions et pour assurer une gestion de crise coordonnée avec les exploitants voisins. |
[EDF-GRA-13][ECS-15] (suite)Avant le 30 juin 2012, l’exploitant réalisera et remettra à l'ASN une revue globale de la conception de la source froide vis-à-vis des agressions ayant un impact sur l'écoulement et la qualité de l'eau et du risque de colmatage de la source froide. [EDF-GRA-14][ECS-16] I. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications en vue d'installer des dispositifs techniques de secours permettant d’évacuer durablement la puissance résiduelle du réacteur et de la piscine d’entreposage des combustibles en cas de perte de la source froide. Ces dispositifs doivent répondre aux exigences relatives au noyau dur objet de la prescription [ECS-1] ci-dessus. Dans l’attente de la mise en service des moyens d’alimentation électrique d’ultime secours mentionnés à l’alinéa II de la prescription [ECS-18], ces dispositifs devront être maintenus fonctionnels en cas de perte totale prolongée des alimentations électriques en recourant, au besoin, à des moyens électriques temporaires. II. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications qu'il envisage en vue de l'installation, avant le 31 décembre 2013 sauf justification particulière, de dispositifs assurant l'injection d'eau borée dans le cœur du réacteur en cas de perte totale d'alimentation électrique du site lorsque le circuit primaire est ouvert. Avant le 30 juin 2013, l'exploitant proposera à l’ASN les exigences définitives pour ces dispositions et leur appartenance éventuelle au noyau dur. [EDF-GRA-15][ECS-17] Au plus tard le 31 décembre 2013, l'exploitant examine les exigences assignées aux matériels nécessaires à la maitrise des situations de perte totale de la source froide ou de perte totale des alimentations électriques, en matière de tenue en température, de résistance aux séismes, aux inondations et aux effets induits sur l'installation par ces agressions Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant remettra à l'ASN le bilan de cet examen accompagné des propositions d'évolution du référentiel de sûreté et de renforcement des installations en découlant pour faire face à ces situations, en particulier dans les scénarios de longue durée. [EDF-GRA-16][ECS-18] I. Avant le 30 juin 2012, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications qu'il envisage en vue d'augmenter notablement, avant le 31 décembre 2014, l'autonomie des batteries utilisées en cas de perte des alimentations électriques externes et internes. II. Au plus tôt compte tenu des contraintes de déploiement sur le parc et, en tout état de cause, avant le 31 décembre 2018, l’exploitant met en place, sur chacun des réacteurs du site, un moyen d'alimentation électrique supplémentaire permettant notamment d'alimenter, en cas de perte des autres alimentations électriques externes et internes, les systèmes et composants appartenant au noyau dur objet de la prescription [ECS-1] ci-dessus. Ces dispositifs doivent répondre aux exigences relatives au noyau dur objet de la prescription [ECS-1] ci-dessus. III. Dans l'attente et au plus tard le 30 juin 2013, l'exploitant met en place un dispositif temporaire sur chaque réacteur permettant d'alimenter: - le contrôle commande nécessaire en cas de perte des alimentations électriques externes et internes, - l'éclairage de la salle de commande. [EDF-GRA-17][ECS-27] I. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant transmettra à l’ASN une étude de faisabilité en vue de la mise en place, ou de la rénovation, de dispositifs techniques, de type enceinte géotechnique ou d'effet équivalent, visant à s’opposer au transfert de contamination radioactive vers les eaux souterraines et, par écoulement souterrain, les eaux superficielles, en cas d’accident grave ayant conduit au percement de la cuve par le corium. II. Avant le 30 juin 2013, l'exploitant remettra à l'ASN une mise à jour de la fiche hydrogéologique du site, regroupant les données géologiques et hydrogéologiques actuelles. |
suite:
[EDF-GRA-18][ECS-29] p.21Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant remettra à l'ASN une étude détaillée sur les possibilités d'amélioration du dispositif d'éventage filtration U5, en prenant en compte les points suivants: - résistance aux agressions, - limitation des risques de combustion d'hydrogène, - efficacité de la filtration en cas d'utilisation simultanée sur deux réacteurs, - amélioration de la filtration des produits de fissions, en particulier des iodes, - conséquences radiologiques de l'ouverture du dispositif, notamment sur l'accessibilité du site, et l’ambiance radiologique des locaux de crise et de la salle de commande. Titre V: Gestion et élimination des déchets et des combustibles usés d'une installation nucléaire de base Chapitre 4: Prescriptions relatives aux entreposages des déchets et des combustibles usés [EDF-GRA-19][ECS-22] Avant le 30 juin 2012, l'exploitant présentera à l'ASN les modifications à apporter à ses installations visant à renforcer la prévention du risque de vidange accidentelle de la piscine du bâtiment combustible: - dispositions permettant d'éviter une vidange complète et rapide par siphonnage de la piscine en cas de rupture d'une tuyauterie connectée - automatisation de l’isolement de la ligne d’aspiration du circuit de refroidissement; Les dispositions permettant d'éviter une vidange complète et rapide par siphonnage de la piscine en cas de rupture d'une tuyauterie connectée seront réalisées avant fin mars 2014. L’automatisation de l’isolement de la ligne d’aspiration du circuit de refroidissement sera réalisée avant le 31 décembre 2016. [EDF-GRA-20][ECS-23] Avant le 30 juin 2012, l'exploitant remettra à l'ASN une étude des dispositions envisageables, en cas de perte totale des alimentations électriques et de vidange accidentelle, pour mettre en position sûre un assemblage de combustible en cours de manutention dans le bâtiment combustible avant que les conditions d’ambiance ne permettent plus d’accéder aux locaux. [EDF-GRA-21][ECS-24] Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant remettra à l'ASN une étude de l'évolution temporelle du comportement du combustible et de l’eau présents dans la piscine de désactivation du combustible dans des situations de vidange et de perte de refroidissement. L'exploitant y évalue notamment l'ambiance radiologique en situation d’ébullition de la piscine ainsi que les concentrations d’hydrogène par radiolyse potentiellement atteintes en situation de perte de la ventilation du hall du bâtiment combustible. A cette échéance, l'exploitant propose, en les justifiant, les dispositions pouvant être mises en œuvre. [EDF-GRA-22][ECS-25] I. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant remettra à l'ASN une étude des modifications matérielles ou des conditions d'exploitation envisageables pour prévenir le dénoyage des assemblages en cours de manutention, résultant d'une brèche du tube de transfert situé entre les piscines des bâtiments réacteur et combustible ou des tuyauteries de vidanges des compartiments. II. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant présentera à l'ASN des modifications matérielles ou des conditions d'exploitation envisageables pour prévenir, avant le 30 juin 2013, la perte rapide d'inventaire en eau au-dessus des assemblages entreposés, résultant d'une brèche du tube de transfert situé entre les piscines des bâtiments réacteur et combustible ou les tuyauteries de vidanges des compartiments. |
Titre VI: Gestion des situations d’urgence Chapitre 1: Généralités [EDF-GRA-23][ECS-31] Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant transmet à l’ASN un dossier présentant les modifications prévues en vue d’assurer sur son site, en cas de rejets de substances dangereuses ou d’ouverture du système d’éventage-filtration (U5), la conduite et la surveillance de l’ensemble des installations du site jusqu’à l’atteinte d’un état sûr durable, ainsi que le calendrier de déploiement associé. [EDF-GRA-24][ECS-32] Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant renforcera ses dispositions matérielles et organisationnelles pour prendre en compte les situations accidentelles affectant simultanément tout ou partie des installations du site. [EDF-GRA-25][ECS-34] L'exploitant veille à la mise à jour tous les 5 ans des conventions qu’il passe avec les centres hospitaliers voisins. Ces conventions sont testées régulièrement lors d’exercices de crise. [EDF-GRA-26][ECS-35] I. Au plus tard le 31 décembre 2012, l'exploitant définit les actions humaines requises pour la gestion des situations extrêmes étudiées dans les évaluations complémentaires de sûreté. Il vérifie que ces actions sont effectivement réalisables compte tenu des conditions d’interventions susceptibles d’être rencontrées dans de tels scénarios. Il prend notamment en compte la relève des équipes de crise et la logistique nécessaire aux interventions. Il précise les adaptations envisagées sur le plan matériel ou organisationnel. A la fin de cette échéance, l'exploitant transmettra le bilan de ce travail et les mesures envisagées. Au 30 juin 2012, l'exploitant transmettra à l'ASN un point d’étape. II. Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant transmettra à l’ASN la liste des compétences nécessaires à la gestion de crise en précisant si ces compétences sont susceptibles d’être portées par des entreprises prestataires. L'exploitant justifiera que son organisation assure la disponibilité des compétences nécessaires en cas de crise, y compris en cas de recours à des entreprises prestataires. III. Avant le 30 septembre 2013, l'exploitant assure au personnel concerné une formation et une préparation visant à les mobiliser et à les faire intervenir au cours d’une situation accidentelle particulièrement stressante. Il s’assure que les entreprises prestataires susceptibles d’intervenir dans la gestion de crise adoptent des exigences similaires concernant la préparation et la formation de leurs personnels. IV. Avant le 30 septembre 2013, l'exploitant définit des dispositions de prise en charge sociale et psychologique des équipiers de crise, en prenant en compte l’environnement familial, mises en œuvre en cas de situation accidentelle particulièrement stressante pour assurer des conditions de travail permettant une gestion de la crise aussi efficace que possible. |
suite:
[EDF-GRA-27][ECS-36] p.22I. Avant le 30 juin 2012, l'exploitant présentera à l’ASN les mesures qu’il prévoit afin de disposer d’équipes spécialisées capables d’intervenir pour assurer la relève des équipes de quart et mettre en œuvre des moyens d'intervention d’urgence en moins de 24 heures, avec un début des opérations sur site dans un délai de 12 heures après leur mobilisation. Ce dispositif peut être commun à plusieurs sites nucléaires de l’exploitant. Ces équipes doivent être dimensionnées pour intervenir sur l’ensemble des réacteurs du site et disposer d’outils de mesures pouvant être déployés à leur arrivée. L’exploitant précisera l’organisation et le dimensionnement de ces équipes, et notamment: - les critères d’activation, - les missions qui leur incombent, - les moyens matériels et humains dont elles disposent, - les équipements de protection individuelle, - le système mis en place pour assurer la maintenance de ces moyens matériels ainsi que leur opérabilité et disponibilité permanentes, - les formations de leurs personnels et le processus de maintien des compétences. II. Au 31 décembre 2012, ce dispositif est projetable pour intervenir sur un réacteur du site. Il aura une capacité d’intervention simultanée sur l’ensemble des réacteurs du site fin 2015. III. Avant le 30 juin 2012, l'exploitant présentera également les dispositions permettant d’adapter le dispositif à des interventions simultanées sur plusieurs de ses sites nucléaires. [EDF-GRA-28][ECS-30] I. L’exploitant vérifie que les locaux de gestion des situations d’urgence résistent à une inondation en cas d’atteinte de la cote majorée de sécurité. Avant le 30 juin 2012, il présente à l’ASN les conclusions de cette vérification et les modifications envisagées si nécessaires. Avant le 30 juin 2013, il réalisera, le cas échéant, les travaux de renforcement nécessaires. L’exploitant vérifie que les locaux de gestion des situations d’urgence résistent au séisme majoré de sécurité. Avant le 30 juin 2012, il présente à l’ASN les conclusions de cette vérification et les modifications envisagées si nécessaire. Avant le 30 juin 2013, il réalisera, le cas échéant, les aménagements nécessaires. II. Au plus tard le 30 juin 2012, l’exploitant met en place des moyens de communication autonomes permettant un contact direct du site avec l’organisation nationale de crise visée dans la directive interministérielle du 7 avril 2005. III. Au plus tard le 30 juin 2013, l’exploitant stocke ses moyens mobiles nécessaires à la gestion de crise dans des locaux ou sur des zones adaptées résistant au séisme majoré de sécurité et à une inondation en cas d’atteinte de la cote majorée de sécurité. |
COMPARAISON DES 2 TEXTES DE PRESCRIPTIONS
Chapitre 3 : Maîtrise des autres risques [EDF-GRA-4][ECS-4] L’exploitant réalise, avant le 31 décembre 2014, les travaux permettant de protéger les installations contre l’inondation, mentionnés dans la note ETDOIL080038 G susvisée. RIEN POUR Fessenheim car la note ne concerne que Gravelines et les sites Blayais, Paluel, Penly. [EDF-FSH-20][ECS-11] Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant remettra à l'ASN une étude indiquant le niveau de robustesse au séisme des digues et autres ouvrages de protection des installations contre l’inondation et présentant selon ce niveau de robustesse: - les conséquences d'une défaillance de ces ouvrages, - les solutions techniques envisagées pour protéger les équipements du noyau dur objet de la prescription [ECS-1] ci-dessus. Pour les digues, cette analyse devra préciser la constitution réelle (stratigraphie et caractéristiques des matériaux) des digues et sa possible variabilité, les singularités locales et leur rôle potentiel dans des mécanismes de dégradation des digues. Rien pour Gravelines car ces remarques sont spécifiques de Fessenheim, Bugey et Tricastin. [EDF-GRA-18][ECS-29] Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant remettra à l'ASN une étude détaillée sur les possibilités d'amélioration du dispositif d'éventage filtration U5, en prenant en compte les points suivants: - aux agressions, |
suite:
- limitation des risques de combustion d'hydrogène, p.23- efficacité de la filtration en cas d'utilisation simultanée sur deux réacteurs, - amélioration de la filtration des produits de fissions, en particulier des iodes, - conséquences radiologiques de l'ouverture du dispositif, notamment sur l'accessibilité du site, et l’ambiance radiologique des locaux de crise et de la salle de commande. U5 est très particulier à Fessenheim, mais ces études ont-elles déjà été réalisées pour Fessenheim? Chapitre 4 : Prescriptions relatives aux entreposages des déchets et des combustibles usés [EDF-FSH-30[ECS-21] Avant le 31 décembre 2012, l'exploitant remettra à l'ASN, une étude des conséquences d’un accident de chute d’emballage de transport de combustible usé en intégrant les situations extrêmes étudiées dans le cadre des ECS. Avant le 31 décembre 2013, une étude des dispositions complémentaires envisageables pour prévenir ou limiter les conséquences de cette chute sera présentée. Rien pour Gravelines mais cette remarque s’applique spécifiquement à Fessenheim, Bugey. Les seules différences sont pour l’EPR. Ces prescriptions laissent vraiment perplexe. Comment déconnecter à ce point les analyses... |