De nouveaux défauts sont apparus sur les évaporateurs de l'usine Areva de la Hague lors de tests sur ces cuves "extrêmement irradiantes", déjà sous haute surveillance en raison d'une corrosion plus rapide que prévu, a-t-on appris jeudi auprès de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN).
    Ces évaporateurs sont des cuves de huit mètres de haut sur trois de diamètre qui servent à retraiter des déchets nucléaires.
    Un des six évaporateurs est «à ce jour à l'arrêt» car «le mode de réparation (...) reste à définir», a précisé Hélène Héron, directrice de l'antenne caennaise de l'ASN, lors d'une commission locale d'information sur l'usine de retraitement de déchets nucléaires réunissant industriels, syndicats, Autorité de sûreté nucléaire (ASN), élus locaux et associations écologistes.
    Lors de tests menés sur les six évaporateurs de l'usine, deux "faibles fuites" d'eau sont en effet apparues sur deux évaporateurs différents alors que la pression avait été poussée sur ces appareils, a précisé Mme Héron. Les évaporateurs étaient alors en maintenance et ne contenaient "pas de produits de fission", a-t-elle précisé à l'AFP.
    Ces fuites ont été signalées l'automne dernier par Areva à l'ASN. Une des fuites été réparée depuis sur un évaporateur mais n'a pas pu l'être sur l'autre car elle se situe "sur une zone plus difficilement accessible", a expliqué Mme Héron.
    Ces tests étaient menés dans le cadre de la surveillance particulière des évaporateurs mise en place en 2016 face à une "corrosion plus rapide". Mais il n'y a pas de lien entre cette corrosion et les fuites, selon l'ASN.
    Durant l'arrêt de maintenance, Areva a relevé des épaisseurs de parois des cuves de 7,4 mm à 12,5 mm.

    Lors de leurs mises en service entre 1989 et 1994, l'épaisseur de ces parois était de 14 mm, selon l'ASN.
    Areva avait jusqu'à fin 2016 pour proposer à l'ASN un système qui permette de surveiller ces parois sur une surface beaucoup plus importante qu'aujourd'hui. Mais ses propositions n'ont pour l'instant pas convaincu l'ASN, a indiqué jeudi le gendarme du nucléaire.
    Les six évaporateurs, «extrêmement irradiants» selon l'ASN, ne sont pas accessibles à l'homme.
    L'industriel en difficulté financière promet six nouveaux évaporateurs pour 2021. Mais l'ASN n'a pas encore donné son feu vert aux nouveaux appareils.

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    Les usines UP3-A (INB 116) et UP2-800 (INB 117) sont des usines de retraitement de combustibles nucléaires usés comportant une quinzaine d’ateliers chacune, tous destinés à une phase précise des opérations de retraitement.
    Dans ces usines, le combustible usé issu des centrales nucléaires est dissous dans l’acide, puis l’uranium et le plutonium en sont extraits par un procédé chimique. La partie restante est constituée de «produits de fission» dissous, qui contiennent l’essentiel de la radioactivité du combustible usé.

    Dans les ateliers R2/T2 de ces usines, les solutions de produits de fission sont concentrées au moyen d’évaporateurs (3 par usine) qui les chauffent afin d’en évaporer l’acide, qui est recyclé. Les solutions concentrées sont ensuite vitrifiées pour former des colis de verre. Ces colis sont entreposés sur le site de La Hague et sont destinés à être stockés à terme dans un centre de stockage en couche géologique profonde.
    Les évaporateurs des ateliers R2/T2 sont constitués d’un bouilleur (dans lequel la solution de produits de fission est portée à ébullition) surmonté d’une colonne à plateaux, où les vapeurs subissent une première décontamination. La chauffe du bouilleur est assurée par de l’eau surchauffée à une température d’environ 145°C et une pression d’environ 10 bars circulant dans des circuits constitués de demi-tubes soudés sur les surfaces externes des bouilleurs.
    Ces évaporateurs ont été conçus dans les années 1980 dans un acier choisi par l’exploitant pour son endurance vis-à-vis de la corrosion. À la conception, l’exploitant a également pris des marges au niveau de l’épaisseur des parois des évaporateurs, pour démontrer leur bonne tenue au séisme et la tenue en pression de leurs serpentins de chauffe, même après corrosion. Les évaporateurs sont par ailleurs implantés dans des casemates individuelles en béton armé, inaccessibles au personnel en raison du niveau de radioactivité ambiant.
    Ces dispositions ont conduit l’exploitant à n’envisager que la possibilité de fuites modérées (telles que celles induites par la corrosion) et à exclure la possibilité d’une rupture franche de ces équipements et de leur circuit de chauffe.
    Du fait de l’exclusion de l’hypothèse d’une rupture franche des évaporateurs et de leur circuit de chauffe, le réseau de ventilation et de filtration d’air des casemates où sont situés ces équipements n’est pas conçu pour ce scénario d’accident. Dans une telle hypothèse, ni le maintien d’une ambiance radiologique acceptable dans l’installation ni l’absence de rejet dans l’environnement ne sont aujourd’hui acquis.
    La garantie que les parois des évaporateurs conservent une épaisseur suffisante après corrosion est l’une des conditions d’exclusion d’un scénario accidentel de rupture franche d’un évaporateur.
    En raison de la radioactivité intense des fluides que ces évaporateurs mettent en œuvre, ils sont devenus extrêmement irradiants, les mesures d’épaisseur sont donc réalisées au moyen de perches articulées, dotées d’une sonde de mesure et manipulées au travers d’une des parois des casemates. Seule une partie limitée des évaporateurs est ainsi accessible à la mesure.
    Étant données les incertitudes de mesures et de modélisation des phénomènes en cause, il convient qu’Areva retienne une démarche prudente pour s’assurer que les incertitudes liées à l’état des zones inaccessibles sont prises en compte.
    Du fait de la pression de l’eau circulant dans les serpentins de chauffe sur le pourtour des évaporateurs, ces équipements sont classés dans leur ensemble au titre des «équipements sous pression nucléaires». Ces évaporateurs doivent donc faire l’objet, de programmes de suivi en service spécifiques ainsi que d’inspections périodiques fixées par la réglementation. L’ensemble de ces mesures sont décrites et justifiées dans des dossiers d’exploitation.
    À la suite d’une première décision de mise en demeure par l’ASN, prise en janvier 2013, Areva a complété de manière satisfaisante les dossiers d’exploitation et ses programmes de suivi en service.
    Toutefois, Areva n’ayant pas réalisé toutes les opérations d’inspections périodiques prescrites, l’ASN a de nouveau mis en demeure Areva, en mai 2015, de se conformer à ses obligations réglementaires selon un calendrier défini.

    Depuis 2006, les exploitants nucléaires doivent réaliser un réexamen de sûreté complet de leurs installations tous les dix ans. Dans le cadre du réexamen de l’usine UP3-A engagé en 2010, l’ASN a demandé à Areva de procéder à des mesures d’épaisseurs sur ces évaporateurs afin de contrôler leur vieillissement.
    Areva a donc réalisé des mesures en 2012 et 2014: une corrosion plus importante que prévue a été mise en évidence sur les évaporateurs. Lors d’une réunion tenue en octobre 2014, Areva a informé l’ASN de ce problème. L’ASN a alors demandé à Areva un bilan de l’évolution des vitesses de corrosion.
    Areva a transmis en février 2015 une note de synthèse portant sur la corrosion des évaporateurs des ateliers R2/T2, réalisée à partir des mesures effectuées en 2014. Cette note a fait l’objet d’un avis de l’appui technique de l’ASN, l’IRSN, en novembre 2015.
    Areva a transmis fin novembre 2015 une note sur les mesures d’épaisseur résiduelles des évaporateurs des ateliers R2/T2, intégrant notamment l’analyse de mesures effectuées en mars 2015.
    En décembre 2015, l’ASN a renouvelé ses demandes à Areva, notamment la transmission d’un bilan d’évolution des vitesses de corrosion des évaporateurs intégrant des mesures effectuées en septembre et octobre 2015. Après un premier examen de ce bilan mettant en évidence des vitesses de corrosion plus rapides que prévu, l’ASN a demandé fin décembre 2015 à Areva de lui présenter les dispositions et l’échéancier en conséquences d’une éventuelle défaillance de l’un de ces équipements. Cette dernière demande a donné lieu à une audition par le collège de l’ASN le 11 février 2016.

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    Vu le code de l’environnement, notamment ses articles L. 171-8,  L. 557-28, L. 557-46, L. 557-57, L. 592-1, L. 592-20, L. 592-21 et L. 592-23;
    Vu le décret du 17 janvier 1974 autorisant le commissariat à l’énergie atomique à apporter une modification à l’usine de retraitement des combustibles irradiés du centre de La Hague;
    Vu le décret du 9 août 1978 autorisant la Compagnie générale des matières nucléaires à exploiter certaines installations nucléaires de base précédemment exploitées par le commissariat à l’énergie atomique au centre de La Hague;
    Vu les décrets du 12 mai 1981 modifiés autorisant la Compagnie générale des matières nucléaires à créer dans son établissement de La Hague des usines de traitement d’éléments combustibles irradiés, dénommés UP3-A (INB 116) et UP2-800 (INB 117);
    Vu le décret n° 99-1046 du 13 décembre 1999 modifié relatif aux équipements sous pression, notamment ses articles 17, 24 et 27;
    Vu les décrets du 10 janvier 2003 autorisant la Compagnie générale des matières nucléaires à modifier les installations nucléaires de base UP 3-A et UP2-800 situées sur le site de La Hague;
    Vu le décret n° 2013-996 du 8 novembre 2013 autorisant la société AREVA NC à procéder à des opérations de mise à l’arrêt définitif et de démantèlement de l’installation nucléaire de base n° 33 dénommée «usine de traitement des combustibles irradiés UP2-400» située dans l’établissement AREVA NC de La Hague;
    Vu  l’arrêté du 12 décembre 2005 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires;
    Vu  le courrier de l’ASN référencé CODEP-DEP-2013-034129 du 23 juillet 2013 relatif aux conditions particulières d'application du titre III du décret du 13 décembre 1999 aux équipements sous pression nucléaires;

    Vu  le courrier de l’ASN référencé CODEP-CAE-2014-017304 du 9 avril 2014 de rejet des demandes de conditions particulières d’application du titre III du décret du 13 décembre 1999 pour des équipements sous pression nucléaires du site de La Hague transmises par courrier d’AREVA NC référencé 2014-153 du 23 janvier 2014;
    Vu le courrier d’AREVA NC référencé 2014-77279 du 20 novembre 2014 comportant le calendrier prévisionnel de dépôt de nouvelles demandes de conditions particulières d’application du titre III du décret du 13 décembre 1999 pour des équipements sous pression nucléaires du site de La Hague;
    Vu  le courrier de l’ASN référencé CODEP-CAE-2015-018926 du 15 mai 2015 faisant part à AREVA NC de l’existence d’écarts réglementaires sur certains équipements sous pression nucléaires;
    Vu  le courrier d’AREVA NC référencé 2015-31112 du 21 mai 2015 en réponse;
    Considérant qu’en application de l’article 13 et du paragraphe 3.3 de l’annexe 5 de l’arrêté du 12 décembre 2005 susvisé, l’exploitant d’une installation nucléaire de base doit soumettre, depuis le 22 mai 2014, certains équipements sous pression nucléaires à une inspection périodique dans les conditions définies par le paragraphe 3 de l'annexe 5 de cet arrêté;
    Considérant qu’AREVA NC ne respecte pas ces obligations d’inspection périodique pour certains équipements sous pression nucléaires des INB 33, 116 et 117;
    Considérant que le II de l’article 27 du décret du 13 décembre 1999 susvisé permet à un exploitant de solliciter des conditions particulières d’application de la réglementation l’autorisant notamment à déroger aux obligations d’inspection périodique instituées par l’arrêté du 12 décembre 2005 susvisé, tout en garantissant un niveau de sécurité au moins équivalent;
    Considérant qu’AREVA NC a sollicité lesdites conditions particulières le 23 janvier 2014;
    Considérant que ces demandes de conditions particulières ne sont pas conformes au dossier qu’un exploitant doit établir pour solliciter le bénéfice de conditions particulières tel que prévu par le courrier du 23 juillet 2013 susvisé, et qu’elles ont été par conséquent rejetées par le courrier du 9 avril 2014 susvisé;
    Considérant qu’AREVA NC a fait part de son intention de déposer de nouveaux dossiers de demande de conditions particulières d’application du titre III du décret du 13 décembre 1999 pour ceux des équipements sous pression nucléaires du site de La Hague qui ne respectent pas les obligations relatives à l’inspection périodique;

    Les équipements sous pression nucléaires mentionnés à l’article 1er sont listés dans le tableau ci-après.

    Monsieur le président,
    Nous avons pris connaissance des récentes publications de l'IRSN avec un très vif intérêt. Compte tenu de l'importance de ce dossier sur la sûreté nucléaire dans notre pays et ailleurs, et malgré les informations déjà diffusées, nous aimerions en savoir plus pour mieux comprendre la situation dans laquelle la sûreté nucléaire se trouve actuellement. Nous représentons des citoyens soucieux de leur sécurité, de leur santé et de celle des générations présentes et à venir.
    Il est avéré que des «anomalies» se trouvent dans les aciers des équipements des circuits sous pressions des réacteurs nucléaires. Cet euphémisme cache une vérité inquiétante, celle d’un double scandale intolérable:
    * des aciers mal fabriqués, mis en service grâce à des dossiers de certification falsifiés. Cette tromperie remet en cause la sûreté des installations.
    * La confiance accordée à la filière de construction et d'exploitation des centrales nucléaires a été trahie.
    Nous vous demandons de bien vouloir nous renseigner sur les points suivants:

    1)  Une étude restreinte.
    À la demande de l'ASN, l'étude de l'IRSN ne traite que des générateurs de vapeur (GV) des réacteurs 900 MW français équipés de GV fabriqués au Japon. Nous ne comprenons pas la raison de ce partage entre les réacteurs de différentes puissances, ni le partage entre les équipements issus de Creusot Forge et ceux issus de JCFC.
    Alors que le défaut de qualité des aciers est générique, international, qu’il existe depuis des dizaines d'années, sont exclus de l'étude de l'IRSN: Les cuves de tous les réacteurs, les pressuriseurs, les GV fabriqués au Creusot... et de manière générale tous les composants des circuits sous pression.
    * À quelle date exacte remonte la fabrication défectueuse des aciers qui équipent les réacteurs nucléaires?
    * Les forgerons ne fournissent pas que l'industrie nucléaire. D'autres secteurs de l'industrie sont-ils concernés par la qualité défaillante des aciers? (chimie, aéronautique, ponts et chaussées...)
    * Pour quelle raison fondamentale les forgerons français et japonais fournissent-ils des aciers de mauvaise qualité qui présentent les mêmes défauts? Suivent-ils les mêmes procédés de fabrication?
    * Au niveau de la qualité de l'acier, quelle différence y a-t-il entre un GV de réacteur 900 MW et un GV de pallier N4? Ne sont-ils pas tous soumis aux mêmes conditions physiques de pression et température? Aux mêmes irradiations?

    2) Les nuances d'acier négligées.
    Les équipements sous pression sont en général fabriqués dans des aciers de nuance 16MND5, 18MND5 et 20MND5. Le premier nombre indique la teneur théorique en carbone multipliée par 100. Étant donné que le nom de l'acier n'est jamais cité (ou rarement) dans les documents publics, on ne sait pas l'écart réel qui existe entre la teneur en carbone mesurée et la teneur normalisée attendue. La teneur «normale» devrait être, suivant le cas 0,16% - 0,18% ou 0,20%, mais en aucun cas 0,22% comme l'écrit IRSN dans sa note d'information du 5 décembre 2016.
    * Existe-t-il une différence entre l'acier 16MND5 de la cuve de l’EPR et celui des GV de types PL 203, PL 227, PL 227, PL 228 qui équipent nos centrales?
    * Quels sont les réacteurs du parc français qui sont équipés de ces générateurs?
    * Qu'est-ce qui peut justifier la différence de traitement par ASN entre la mise en service de l'EPR et la remise en service des GV vis-à-vis de la qualification des aciers?

    3) Des mesures de concentration en carbone qui laissent un doute.
    ASN a chargé EDF d'effectuer des mesures de teneur en carbone. Ces mesures sont réalisées par spectrographie et/ou par prélèvement. Mais dans les deux cas, seule la surface externe des cuves est examinée. On ne sait rien de la face interne qui est recouverte d'une couche d’acier inox. On ne sait rien de l'intérieur de la paroi qui mesure une vingtaine de centimètres d'épaisseur.
    * Comment pouvez-vous être sûrs que des concentrations supérieures à 0,39% ne sont pas présentes dans l'épaisseur du métal ou sur la face interne?
    * Ce doute est-il compatible avec la preuve attendue de la qualité suffisante des matériaux?

    4) La résilience dégradée est ignorée.
    L'excès de carbone dans un acier provoque une très forte diminution de sa résilience, résistance aux chocs mécaniques et thermiques. En ne considérant que la ténacité, on passe à côté du problème.
    La ténacité se définit comme la capacité d'un métal à s'opposer à la propagation brutale d'une fissure. La ténacité se mesure au cours d'une épreuve de traction ou de flexion. Résilience et ténacité sont donc deux qualités complémentaires des aciers, mais qu'il ne faut pas confondre.
    Or, la loi est formelle: l'arrêté sur les équipements sous pression nucléaires fait état de limites de résilience (énergie de flexion par choc sur éprouvette ISO V à 0°C) à 40,60, ou 100 J, suivant les matériaux. Voir l'arrêté 2015/12/30/DEVP1429850A.
    * Pouvez-vous confirmer que la limitation qui concerne les aciers des cuves et des GV est de 60 J/cm²?
    * Pourquoi la valeur de la résilience réelle des aciers en cause n'est-elle pas communiquée?
    * Est-elle mesurée avec la méthode de Charpy, par exemple?
    * Est-elle réellement supérieure aux exigences du décret? Cette condition n'est-elle pas requise dans le cadre des preuves qu’EDF doit fournir pour garantir la sûreté de ses installations?

    5) La défense en profondeur réduite.
    Il est désormais reconnu que les aciers ne présentent pas toutes les qualités que les ingénieurs attendaient d'eux. Tous les calculs de dimensionnement des pièces sont donc entachés d'erreurs. Le maintien en service d'équipements aux caractéristiques mécaniques dégradées implique une diminution de leur coefficient de sécurité.
    Certes, les équipements concernés ont fonctionné pendant une trentaine d'années sans défaillances, mais avec des marges de sécurité inférieure à celles qu'on pouvait attendre.
    * Peut-on estimer, par le calcul, la dégradation des coefficients de sécurité?
    * Cette réduction de la défense en profondeur reste-t-elle acceptable avec les exigences de sûreté actuelles, dans le cadre du RECS post Fukushima?

    6) Des «recommandations» contraignantes?
    Les trois recommandations faites par IRSN à EDF dans son avis du 30 novembre 2016 semblent sages, mais laissent des délais pour leur exécution et restent un peu imprécises.
    * Ces recommandations vont-elles devenir des exigences contraignantes de l’ASN?
    * Le redémarrage des réacteurs arrêtés peut-il se faire avant la réalisation des recommandations sans prise de risque supplémentaire?
    * Afin de limiter les chocs thermiques, le préchauffage de l'eau de secours doit-il se généraliser dans tous les réacteurs, comme c'est déjà le cas dans certaines centrales de France et d'Europe?
    Nous restons très préoccupés par ce vaste problème de sûreté dont nous mesurons les implications tant dans le domaine énergétique de fourniture de courant que dans le domaine économique. Nous demandons cependant que le principe de précaution s'applique pour l'ensemble des équipements sous pression des centrales nucléaires et que leur utilisation soit suspendue aussi longtemps que la preuve du respect des normes de résilience et de ténacité n'a pas été apportée par les entreprises responsables: les forgerons (fabricants de base), AREVA (concepteur des pièces), et EDF (exploitant).
    Nous espérons qu’ASN saura traiter avec les mêmes exigences les autorisations pour les centrales en fonctionnement que pour l’EPR. La sûreté doit primer sur toute autre considération d'ordre économique ou de confort.
    Nous vous prions de croire, Monsieur le Président, à l'expression de nos salutations distinguées.

    Références:
    [1] Courrier d’EDF à l’ASN du 7 octobre 2016 référencé D4008-10-11-16/0458 – Risque de ségrégations majeures positives en carbone – Fonds primaires de générateur de vapeur de type JCFC issus de lingots de 120 tonnes
    [2] Lettre d’EDF à l’ASN référencée D40081011160499 du 15 novembre 2016
    Par courriers du 7 octobre 2016 et du 15 novembre 2016 en références [1] et [2], vous m’avez transmis un dossier présentant une justification générique de l’aptitude au service des fonds primaires fabriqués par JCFC à partir de lingots de 120 tonnes.
    Ce dossier a été instruit par l’ASN avec l’appui de l’IRSN. Les conclusions de cette instruction ont été examinées par le collège de l’ASN lors de sa séance du 5 décembre 2016.
    En vue de la remise en service du circuit primaire principal de chacun des réacteurs concernés, je vous demande de fournir des dossiers spécifiques tenant compte notamment:
    - des résultats de mesure, en particulier celles réalisées dans les zones de transition de tubulures et qui seraient supérieures à 0,32%, pour déterminer les hypothèses de l’analyse mécanique;
    - des calculs mécaniques spécifiques à chaque réacteur, en s’appuyant sur la méthodologie générique présentée dans votre dossier générique. Ces calculs devront prendre en compte la présence potentielle de défauts sous revêtement.
    Les autres demandes résultant de l’instruction menée figurent en annexe.
    Sous réserve de la prise en compte des demandes formulées en annexe, je considère que les justifications génériques que vous avez apportées pour les réacteurs de 900 MWe sont acceptables et peuvent servir de base aux dossiers spécifiques que vous me soumettrez en vue du redémarrage de chacun des réacteurs concernés.
    S’agissant des deux réacteurs de 1.450 MWe concernés, l’ASN est en attente de compléments de justification tenant compte de leurs spécificités.

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    Demande n°1:
    Je vous demande de définir, sous six mois, une caractérisation enveloppe des situations: 58 de petite brèche primaire (avec et sans reprise de la circulation naturelle) et 57 de surpression primaire à froid ainsi que de toutes les situations faisant appel à la conduite en «gavé-ouvert», pour couvrir les chocs froids potentiels correspondants sur les fonds de générateur de vapeur, et de réévaluer les facteurs de marge associés en justifiant le conservatisme des hypothèses et de la méthode de calcul retenues.
    Demande n°2:
Je vous demande de réévaluer le risque de présence de défauts sous revêtement une fois que le programme d’essais sur pièces sacrificielles aura permis de déterminer la teneur en carbone en peau interne.
    Demande n°3:
    Je vous demande de me proposer, sous six mois, un programme d’essais visant à valider l’impact du vieillissement thermique sur le comportement de la zone ségrégée des fonds primaires de générateur de vapeur fabriqués par JCFC, par exemple en étendant celui lancé dans le cadre de l’anomalie des calottes de la cuve de l’EPR de Flamanville 3.
    Demande n° 4:
    Je vous demande de réévaluer, sous six mois, la sensibilité au risque de rupture brutale des liaisons bimétalliques et évaluer la nécessité de modifier votre programme de maintenance préventive en conséquence.

    Demande n°5:
    Je vous demande de me proposer, sous deux mois, un échéancier engageant de mise en œuvre de l’ensemble des programmes d’essais.

    Demande n° 6:
    Je vous demande de mettre en place, dans les plus brefs délais, l’organisation nécessaire pour s’assurer de la bonne application des préconisations des règles de conduite normale et des mesures compensatoires définies pour réduire les risques associés à la présence d’une zone de ségrégation du carbone.
    Demande n°7:
    Je vous demande de mettre en œuvre des dispositions complémentaires permettant de limiter la probabilité d’occurrence d’un choc froid sur un fond primaire de générateur de vapeur; vous examinerez notamment la possibilité d’un renforcement de la surveillance exercée par l’équipe de conduite et la mise en place de dispositions destinées à empêcher le redémarrage d’une pompe primaire à la suite d’une ouverture intempestive de la vanne régulant le débit dans les échangeurs du circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt.
    Demande n° 8:
    Je vous demande de renforcer les mesures compensatoires mises en œuvre lorsque le réacteur est dans le domaine d’exploitation «arrêt pour intervention» visant à limiter l’écart entre la température au refoulement du circuit de refroidissement à l’arrêt et la température de l’eau de l’alimentation de secours des générateurs de vapeur en cas de cyclage de ces générateurs.
    Demande n°9:
    Je vous demande de clarifier le fait que la «température primaire» mentionnée dans les mesures compensatoires sera bien la température au refoulement du circuit de refroidissement à l’arrêt et de la modifier si ce n’est pas le cas.

    Demande n°10:
    Je vous demande d’intégrer dans les règles générales d’exploitation, et notamment les spécifications techniques d’exploitation, les mesures compensatoires réduisant les limites et conditions d’exploitation des réacteurs de 900 MWe concernés par l’anomalie relative aux ségrégations du carbone.

    Demande n°11:
    Je vous demande d’étendre, pour les prochaines mesures, la gamme de calibration des contrôles par spectrométrie à émission optique par étincelage au-delà de 0,4% et de renforcer la surveillance de la mise en œuvre.
    Demande n°12:
    Je vous demande de réaliser, lors des arrêts au cours desquels des contrôles sur les fonds primaires sont réalisés, au niveau des zones de transition de tubulures qui présentent une teneur en carbone supérieure à 0,25% un examen non destructif permettant de détecter la présence de défauts d’orientation longitudinale.

    Demande n°13:
    Pour le réacteur Saint-Laurent B1, je vous demande de fournir une note de calcul spécifique sous deux mois et réaliser les mesures de teneur en carbone et contrôles par essais non destructifs non encore réalisées au plus tard au prochain arrêt programmé.