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Cela fait au moins trois numéros que l'on n'a pas abordé de
questions techniques, je pense que cela vous manque. D'autant plus qu'il
y a toujours des tremblotis dans la rigueur. Le renoncement à l'ingénieur de Sûreté en est un. Les arguments de conflits d'autorité ou de temps nécessaire pour examiner les situation sont mauvais. Si on doit respecter les impératijs de sûreté avant tout il y aura toujours des conflits . Mais comme c'est la sûreté qui doit gagner c'est l'ISR qui doit avoir le dernier mot. Dans le cas présent ce sera toujours le kW. Les divers incidents: - Chooz et ses salles de contrôle à refaire. - Le Blayais et ses tiges filetées cassées déclarées 11 mois après l'incident mais surtout réparées sur le 4ème réacteur, 9 mois après la découverte. Et, pire sur les trois réacteurs on en a trouvé 17 détériorées!!! - Dampierre et ses contrôles de soudure falsifiés. Découverte par voie officieuse et confirmée par les prestataires de service la falsification des radiographies est un mauvais plagiat du "Syndrôme chinois". Si on peut mentir sur un point pareil que ne peut-on faire pour masquer son incompétence? - Saint Alban et sa dosimétie défectueuse. Comme il s'agit du couvercle de cuve et qu'il y a des fissures sur de nombreux réacteurs, on a intérêt à avoir du matériel en bon état sinon les agents vont trinquer. Et en plus il a des cracks dans la tuyauterie secondaire liés à des erreurs de fabrication !! Et combien a-t-on découvert de défauts? un, deux? Vous êtes loin du compte: on en a trouvé plus de 200 et on va en réparer 2, les plus importantes dixit le communiqué. Sympa on va fonctionner avec au moins 198 défauts, excusez du peu!!! Et j'allais oublier "la mauvaise humeur d'un technicien" qui a passé sa rancoeur sur les arrêts d'urgence des réacteurs de Paluel et les a arrêtté tous les trois. Est-ce de la mauvaise humeur ou une façon de dénoncer des carences? Nul ne saura, parmi le public, bien sûr, mais même avec cette hypothèse c'est vraiment une idée bizarre et dangereuse. Comme vous pouvez constatez il faut faire un effort car nous avons rendez-vous avec le destin en 1993 (1989 Three Miles Island, 1986 Tchernobyl, 1993...). Mieux vaut y songer avant. Lisez attentivement le rapport sur les 900: la conclusion est géniale. Car Fessenheim qui est le seul site où des acteurs extérieurs au sérail ont mis un petit, bien petit, grain, à droit a une mention spéciale par l'ampleur des vérifications. Quand on pense que c'est là qu'on a eu des problèmes de fissures après la visite, on mesure toute l'ampleur du sujet. Et surtout que le petit grain a eu bien du mal à obtenir quelque chose!! Bonne lecture. (suite) | suite: EXTRAITS DE SÛRETÉ NUCLÉAIRE
(mai-juin 1992) BLAYAIS (Gironde)
Réacteur 4 Le fonctionnement de ce réacteur n'a été affecté par aucun événement notable. Le 19 juin cependant, l'exploitant a fait part à l'autorité de sûreté de la découverte, en juillet 1991, de la rupture d'une des huit tiges filetées d'un support d'une ligne d'évacuation de la vapeur du réacteur 4. Dans un réacteur à eau sous pression de 900 MWe, la vapeur de chacun des trois générateurs de vapeur, côté secondaire, est évacuée vers la turbine par l'intermédiaire d'une ligne de vapeur fixée par deux supports. Le support incriminé, situé dans une casemate extérieure au bâtiment du réacteur, attenante à la paroi de l'enceinte, est destiné en cas d'accident, à compenser les efforts induits par la rupture de la ligne vapeur. L'exploitant n'a fait remplacer cette tige qu'en mars 1992, soit neuf mois après la découverte de l'anomalie. La rupture de la tige était due à un phénomène de corrosion sous contrainte. Des vérifications menées sur le réacteur no 3, actuellement à l'arret (voir ci-dessus), ont permis de détecter, par contrôle aux ultrasons, la détérioration de 17 tiges filetées sur les supports des lignes de vapeur de l'installation. Une visite de surveillance a été effectuée le 26 juin sur le site par la direction régionale de l'industrie, de la recherche et de l'environnement (DRIRE) de la région Aquitaine. Au vu de ses conclusions, l'autorité de sûreté a demandé à l'exploitant du site du Blayais et aux services centraux d'EDF: - de préciser, à très court terme, les investigations et mesures qu'ils comptent mettre en oeuvre sur l'ensemble du parc nucléaire, - de justifier, à l'autorité de sûreté, les raisons du retard dans la déclaration et le traitement de l'anomalie. Compte tenu de la découverte fortuite d'une anomalie sur un matériel important pour la sûreté, de ses implications potentielles sur les autres réacteurs du parc, de sa déclaration et de son traitement tardif par rexploitant, cet incident a été classé au niveau 2 de l'échelle de gravité. DAMPIERRE-EN-BURLY (Loiret)
Ensemble du site Fin mai 1992, l'exploitant EDF a été inforrné officieusement que certains documents fournis par un prestataire, à la suite de travaux effectués sur le réacteur no 1, auraient pu être falsifiés, et que trois soudures sur un circuit important pour la sûreté ne seraient pas conformes aux spécifications. Lors de travaux sur des tuyauteries, pour vérifier l'absence de défauts dans une soudure, plusieurs moyens de contrôle, dont la radiographie, sont utilisés. En fonction de l'importance des circuits, les radiographies sont faites, soit sur toutes les soudures, soit sur un pourcentage de celles-ci. A la suite des radiographies, un procès-verbal établit la conformité de la soudure. Ces travaux avaient été confiés par EDF à une entreprise extérieure. p.20 |
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Afin d'éclaircir cette affaire, l'exploitant a
réalisé, le 11juin, de nouveaux contrôles des soudures
incriminées. Alors que les procès-verbaux de contrôle et les radiographies présentées contractuellement par le prestataire concluaient à la conformité de trois soudures, les nouvelles radiographies effectuées par EDF montrent l'existence de défauts significatifs sur deux soudures. Celles-ci auraient dû, dans ces conditions, être refaites. La comparaison entre ces documents a montré que des radiographies d'autres soudures ont été utilisées par l'intervenant du prestataire comme fausse preuve de conformité. Dès la confirmation de cette anomalie, EDF a refait les deux soudures défectueuses. De nouveaux contrôles par radiographies sont en cours sur les soudures réalisées par le passé, par ce prestataire, sur le site. Les résultats de ces nouveaux contrôles seront comparés aux radiographies réalisées en leur temps. Une visite de surveillance a été effectuée le 22 juin par les inspecteurs de la DSIN et de la DRIRE Centre. Au cours de cette visite, l'exploitant et le prestataire ont confirmé la falsification de procès-verbaux. Le prestataire a fait part à Electricité de France d'une liste de soudures susceptibles d'avoir donné lieu à une falsification de leur procès-verbal de contrôle. La surveillance des prestataires, prévue dans le cadre du système d'assurance qualité d'Electricité de France, n'a pas permis d'éviter cette fraude. Les inspecteurs n'ont pu connaître les raisons et motivations de celle-ci, qu'elles soient ou non propres à des personnes. Aussi, dans l'attente d'explications complémentaires sur ses origines, la DSIN a demandé à EDF de lever le doute sur la qualité des soudures réalisées par ce prestataire sur le parc nucléaire et sur la conformité des procès-verbaux associés. Le 6juillet, les services techniques d'EDF ont proposé un certain nombre d'actions dans ce sens: - les investigations se poursuivront sur le site de Dampierre afin de déterminer les causes de l'incident; - un recensement des travaux réalisés par le prestataire sur le parc est en cours; - lors des arrets programmés des réacteurs, un contrôle par sondage des soudures suspectes sera réalisé; - une réflexion est en cours afin de définir un plan d'action pour éviter le renouvellement d'un tel incident et notamment pour redéfinir les procédures de surveillance de la qualité. Un premier bilan, réalisé sur quelques réacteurs du parc nucléaire, n'a pas montré l'existence de telles pratiques sur d'autres sites. Enfin, le redémarrage de chaque réacteur du parc, actuellement à l'arret, est soumis au préalable à la présentation d'un bilan des contrôles réalisés à l'autorité de sûreté, la DSIN. En raison de la découverte fortuite d'anomalies importantes pour la sûreté non vues aux contrôles normaux, de la falsification de documents relatifs à la sûreté, et des enseignements à en tirer pour la surveillance de ses prestataires par EDF, cet incident a été classé, dans l'état des investigations, au niveau 1 de l'échelle de gravité. (suite) | suite: SAINT-ALBAN (Isère)
Réacteur 1 Le réacteur est à l'arrêt depuis le 22 mai pour visite partielle et rechargement en combustible. Au cours de cet arrêt, un contrôle de quatre traversées du couvercle de cuve a révélé la présence de fissures sur deux de ces dernières, de même nature que celles décelées à Bugey, Fessenheim et Paluel (voir les bulletins SN no 83, no 84 et no 86). La DSIN a demandé que le contrôle soit étendu à d'autres adaptateurs de ce couvercle. Le 30 mai, lors d'une intervention dans le bâtiment de traitement des effluents, deux agents de la centrale ont subi une exposition légère. Lors de ces opérations, un des moyens de contrôle de dosimétrie individuelle d'un des agents s'est révélé défaillant. La direction de la centrale, en liaison avec le S.C.P.R.I., a aussitôt décidé de procéder au développement en urgence des films dosimètres individuels, et la surveillance médicale des deux agents. L'exposition de ces derniers est inférieure au dixième des limites annuelles réglementaires et le suivi médical n'a pas montré d'anomalies. Ces agents ont repris leur travail normalement le 1er juin. Le 26juin, pendant l'arrêt du réacteur, l'exploitant a constaté qu une vanne du circuit d'injection de sécurité n'était pas complètement fermée, contrairement aux spécifications techniques d'exploitation. Le circuit d'injection de sécurité (RIS) envoie, en cas d'accident, de l'eau borée dans le circuit primaire afin d'étouffer la réaction nucléaire et de refroidir le coeur du réacteur. C'est au côurs de la vérification annuelle de propreté des tuyauteries du circuit RIS qu'une vanne de ce circuit a été découverte ouverte partiellement. L'exploitant a constaté également, dans la portion de tuyauterie située en amont de cette vanne, la présence d'un collier en plastique long d'une douzaine de centimètres. Le collier en plastique a été retiré et la vanne refermée, conformément aux spécifications techniques d'exploitation. En raison du non-respect des spécifications techniques d'exploitation, cet incident a été classé au niveau 1 de l'échelle de gravité. Réacteur 2
Le fonctionnement de ce réacteur n'a été
perturbé par aucun événement notable.p.21 |
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Nucléaire.
Défauts de soudures à la centrale de Saint-Alban (Isère) Les autorités de sûreté
et Electricité de France viennent de mettre en évidence des
défauts métallurgiques sur le réacteur numéro
1 de la centrale nucléaire de Saint-Alban (Isère). Les premiers
défauts, découverts durant l'été à l'occasion
de contrôles réalisés lors de l'arrêt de l'installation
pour rechargement encombustible, affectent des tuyauteries du circuit secondaire
dans lesquelles circule la vapeur nécessaire à l'alimentation
des turbo-alternateurs. Plus de deux cents anomalies de ce type, liées
à des erreurs de fabrication, ont été répertoriées.
Mais, selon les experts, deux seulement posent un problème et donneront
lieu à des réparations avant le redémarrage de l'installation.
Le Monde, dimanche 4 - Lundi 5 octobre 1992
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Commentaire Gazette
Après des incidents, des problèmes de hiérarchie, on avait créé un poste nouveau "ISR". Il était sensé exercer un contrôle continu de l'exploitation. Parce que cela risque de "déresponsabiliser" les équipes on le retire. Sûr que les quelques incidents relatés qui ont été connus anonymement font désordre. Sûr qu'il y avait à faire pour asseoir l'autorité de l'ISR, mais le supprimer! La sûreté ça coûte cher. Un poste en 3x8 cela demande 3 à 4 agents. La sûreté, nous l'avons dit, redit, écrit, c'est une question de mentalité. On ne peut pas obliger ou créer les conditions pour qu'elle existe. |
Bilan global sur mai-juin 1992
Usines
Dans la période considérée, un événement
a été classé au niveau 1 de l'échelle de gravité
(établissement Cogéma de Pierrelatte).
Centre d'études
Dans la période considérée, cinq
événements ont été classés au niveau 1
dans l'échelle de gravité (Station de traitement des effluents
de Cadarache, laboratoire de chimie du plutonium de Fontenay-aux-Roses, laboratoire
de très haute activité de Grenoble, Cis Biointernational et
Station de traitement des effluents liquides de Saclay).
Centrales nucléaires
Dans la période considérée, quinze
événements ont été classés au niveau 1
dans l'échelle de gravité (Blayais 3, Blayais 4, Bugey 2, Bugey
5, Cattenom 2, Chinon B1, Cruas 3, site de Dampierre, Fessenheim 2, Paluel
1, Saint-Alban 1, Tricastin 2).p.22 |
| I. Introduction Electricité de France a construit, à partir du début des années 1970, des réacteurs de 900 MWe à uranium enrichi et eau pressurisée (REP) dont la première unité, Fessenheim 1,a été mise en exploitation en décembre 1977; cinq autres de ce type, Fessenheim 2 et Bugey 2,3,4,5 ont été construites et mises en exploitation entre mars 1978 et janvier 1980. Ces six unités sont aujourd'hui regroupées sous l'appellation "paliers CP0". Par la suite, 28 unités du même type et de même puissance, constituant les paliers CP1 et CP2, ont été mises en exploitation, la dernière étant Chinon B4 mise en exploitation en avril 1988. La pratique française prévoit de réaliser, après une dizaine d'années d'exploitation, un ensemble de contrôles désignés sous le nom de "visite décennale". L'arrêté du 26 février 1974 qui réglemente la conception, la fabrication et l'exploitation des chaudières nucléaires des réacteurs à eau sous pression prévoit la surveillance dont doit faire l'objet le circuit primaire principal; d'abord, une surveillance continue des paramètres de fonctionnement pertinents vis-à-vis de l'intégrité des structures; ensuite, une visite partielle à chaque arrêt pour rechargement; enfin, périodiquement, une visite complète, portant sur l'ensemble de l'appareil, accompagnée d'une épreuve hydraulique dont la première est réalisée avant la mise en exploitation de l'installation, la deuxième trente mois au plus tard après le chargement en combustible, les suivantes au maximum tous les dix ans (d'où l'appellation de visite décennale). Une partie des opérations que comporte la visite complète peut être faite lors des visites antérieures à condition que celles-ci ne précèdent pas l'épreuve de plus de deux ans. Le renouvellement de l'épreuve de l'enceinte de confinement est également prévu par les règles générales d'exploitation de chaque tranche, tous les dix ans. Ces contrôles nécessitent un arrêt de longue durée qui est mis à profit pour réaliser des opérations de maintenance lourde, en plus des opérations de maintenance usuelle, ainsi que des modifications destinées à améliorer la sûreté des tranches. A ces différents titres, une "visite décennale" représente une étape importante pour la sûreté d'exploitation d'une tranche dans la mesure où elle permet d'établir un "bilan de santé" de celle-ci et de procéder si nécessaire à certaines améliorations importantes. Une visite décennale est en effet l'occasion de dresser le bilan des activités de maintenance et d'essais qui visent essentiellement à maintenir ou améliorer le niveau de sûreté initial et à anticiper les problèmes à venir, de porter un jugement sur leur efficacité pour examiner des actions complémentaires qui doivent être envisagées. Ces bilans doivent apporter des éléments de jugement sur l'état des matériels importants pour la sûreté après une dizaine d'années de fonctionnement ainsi que sur la qualité de la surveillance exercée sur les matériels pendant cette période. Par ailleurs, compte tenu de l'évolution des connaissances et des études de sûreté récentes, un exercice de réévaluation périodique de sûreté du palier CP0 a été lancé. Les visites décennales des tranches de ce palier ont été mises à profit pour réaliser un important programme d'essais en particulier sur les circuits qui ne sont pas sollicités en fonctionnement normal et qui ne peuvent pas être couverts par les programmes d'essais périodiques, ces systèmes ayant pu subir des dégradations dans le temps du fait du vieillissement "naturel" ou d'interventions liées à des modifications ou à des opérations d'entretien. (suite) | suite: Un premier bilan de la première visite décennale de Fessenheim l,effectuée en 1989, a été présenté dans le rapport consacré au retour d'expérience, présenté au CSSIN enjuin 1990. Les visites décennales du palier CP0 se sont poursuivies en 1990 par celles des tranches Bugey 2, Fessenheim 2 et Bugey 4; les visites décennales des trois premières tranches du palier CP1-CP2; Dampierre 1, Tricastin 1 et Gravelines 1 ont égale ment été réalisées en 1990. Les visites décennales des tranches du palier CP0 se sont achevées en 1991 avec celles des tranches Bugey 3 et Bugey 5. La première visite décennale de Fessenheim 1 a permis de tirer des enseignements tant pour les autres visites décennales que pour l'exercice de réévaluation de sûreté. C'est ainsi que le groupe permanent a procédé à l'examen des résultats: - des contrôles réglementaires et des principaux contrôles, - des essais des principaux systèmes, - du bilan des travaux des modifications importantes pour la sûreté, - du bilan de l'arrêt en matière de radioprotection. II. Bilan des contrôles de la cuve du circuit primaire principal Comme indiqué ci-dessus, après la visite décennale en 1989 de la tranche de Fessenheim 1, 6 autres tranches REP de 900 MWe ont, en 1990, fait l'objet d'une visite complète après dix ans d'exploitation depuis la visite complète no 1 effectuée au plus tard 30 mois après le chargement. A l'occasion des visites complètes, les examens effectués par l'exploitant sur le circuit primaire principal, plus complets que lors des visites périodiques, donnent lieu à une attention toute particulière de la part des organismes de sûreté, notamment pour ce qui touche à l'intégrité de la cuve. Démarche générale Rappelons que la cuve des réacteurs est formée de viroles forgées en acier de nuance 16 MND5, assemblées par soudage et revêtues d'acier austénitique. Au cours du fonctionnement normal du réacteur à la pression de 15,7 MPa (157 atmosphères ou 157 bars) et à une température de paroi de 288o C, ces viroles et leurs soudures sont soumises au rayonnement neutronique provenant du coeur et ayant traversé l'enveloppe du coeur, l'écran thermique et l'eau de refroidissement. Sous l'action de ce rayonnement, le métal se "fragilise" ce qui implique en particulier un décalage de la température de transition fragile-ductile, dont on doit tenir compte pour définir les régimes de chauffage et de refroidissement de la chaudière, la température de l'épreuve hydraulique ainsi que pour s'assurer de l'intégrité de la cuve en cas de régimes transitoires accidentels où l'injection d'eau froide de sécurité intervient. Du point de vue de la sûreté, on s'attache à vérifier aussi bien le caractère acceptable du décalage de la température de transition fragile-ductile que l'absence de défauts nocifs dans la zone de la cuve susceptible de "se fragiliser". La température de transition fragile-ductile A la conception, l'évolution de la température de transition des aciers des cuves des paliers CP0 et CP1 au cours de la vie des différentes cuves a été déterminée à partir d'essais donnant la température de transition avant irradiation et du décalage estimé de cette température en utilisant une formule américaine du Regulatory Guide 1-99, révision 1. p.23 |
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Au moment des premières visites décennales,
le décalage de la température de transition est estimée
par Electricité de France, non pas jusqu'à la fin de vie de
la tranche, mais pour 10 ans (date de l'épreuve hydraulique) et pour
20 ans (date de la prochaine épreuve), à partir d'une formule
"FIS" proposée en 1986 par Framatome et correspondant mieux aux aciers
de cuve français. Dans cette formule, interviennent les teneurs en
élérnents supposés fragilisants (cuivre, nickel et phosphore)
et les fluences telles que réestimées en 1990 par le Commissariat
à l'Energie Atomique. En outre, ces estimations doivent être
des surestimations des valeurs déterminées dans l'exploitation
du programme de surveillance où les décalages de la température
de transition sont déterminés à partir d'essais d'impact
d'éprouvettes Charpy en acier représentatif de la cuve, disposées
dès le démarrage du réacteur à la périphérie
de l'écran thermique, avec un facteur d'anticipation (rapport du flux
neutronique reçu par les éprouvettes au flux au point le plus
chaud de la cuve) de l'ordre de 1 pour le palier CP0 et de 3 pour le palier
CP1. Les valeurs calculées des températures de transition à10
ans restent inférieures à 65oC. La vérification de l'absence de défaut nocif dans la zone la plus irradiée de la cuve Compte tenu des conditions de réalisation du revêtement, des réparations, ainsi que des pratiques d'atelier, et en l'absence d'examen adapté pratiqué au stade final de la fabrication, on ne peut pas exclure l'existence de défauts plans perpendiculaires à l'interface entre le revêtement et le métal de base dans les zones courantes des viroles des cuves. C'est pourquoi, en complément à l'examen ultrasonore des soudures de la cuve et télévisuel du revêtement, il a été demandé à Electricité de France de réaliser, à partir des visites décennales des tranches de Gravelines 1 et Bugey 4, un examen par ultrasons de la zone la plus irradiée de la cuve pour connaître au plus tôt l'état de cette zone. L'exploitant n'a réalisé le contrôle que d'une bande de 500 mm centrée sur la soudure entre les viroles C1 et C2 lors des visites précédentes, sur les tranches de Fessenheim 1 et 2, Bugey 2, Tricastin 1 et Dampierre 1. Lors des examens par ultrasons, aucun défaut plan n'a été détecté dans la zone contrôlée, sachant que la méthode actuellement disponible devrait permettre de détecter et de dimensionner le type de défaut recherché à partir d'une hauteur de 5 à 7 mm sous le revêtement. Ces examens ont conduit par ailleurs à constater que la mauvaise qualité de l'état de surface du revêtement perturbe l'examen ultrasonore. L'étendue de la perturbation varie selon l'orientation du contrôle et selon les cuves sur une profondeur qui, au droit des recouvrements de passes, peut atteindre 16 mm à partir de la paroi interne. Analyse mécanique de la tenue de la cuve L'analyse mécanique se réfère au dossier "marges vis-à-vis de la rupture brutale" présenté devant la Section Permanente Nucléaire en 1987. Pour ce qui concerne les transitoires, l'actualisation du dossier des situations ne remet pas en cause les hypothèses utilisées dans ce dossier. La conclusion de la SPN était que la cuve conservait son intégrité tant que la température de transition restait inférieure à 65oC. Il apparaît donc qu'aucun problème ne se posera jusqu'à 20 ans, sauf peut-être pour la tranche de Bugey 5 dont certaines soudures présentent une température de transition plus élevée que celles des tranches actuellement contrôlées. (suite) | suite: Cependant le développement en cours des méthodes de calcul laissent présager que la limite de 65oC devrait pouvoir être relevée. En outre, on peut signaler que les nouvelles gestions de coeur mises en oeuvre pour le palier CP0 conduisent à des irradiations inférieures à celles déterminées à la conception. Des réflexions sont en cours pour améliorer les possibilités d'inspection, par exemple, par un traitement plus poussé du signal ultrasonore; cependant les résultats seront nécessairement limités tant que les irrégularités entre passes de revêtement seront aussi marquées, d'où l'idée d'un meulage possible du revêtement de la cuve. III. Modifications Les essais puis le retour d'expérience d'exploitation ainsi que l'évolution des idées, ont induit un nombre important de modifications des tranches dont la réalisation est effectuée progressivement. Pour les considérations de sûreté et de gestion du parc, il importe de viser à obtenir, aussi rapidement que possible, l'identité des tranches d'un même palier; ceci a conduit à la définition, pour les tranches de 900 MWe, d'un état fin de palier (EFP) regroupant les modifications apportées, avant démarrage, à la dernière tranche du palier (Chinon B4). Cet état a également été retenu comme référence pour la réévaluation de sûreté des tranches du.palier CP0, sachant qu'il faut tenir compte des spécificités de ces tranches, de conception plus ancienne. Les visites décennales donnent l'occasion de réaliser des modifications importantes. A cet égard, les modifications suivantes ont été réalisées sur les tranches du palier CP0: - le remplacement des soupapes du pressuriseur, de type à ressort, par des soupapes à commande hydraulique beaucoup plus fiables, - la mise en place de matériels nécessaires à la mise en oeuvre de procédures post-accidentelles, · installation d'un filtre à sable pour permettre l'écrêtage de la pression dans l'enceinte de confinement en cas d'accident grave (procédure US), · installation d'une liaison entre les circuits d'injection de sécurité et d'aspersion dans l'enceinte permettant de secourir une pompe de l'un des circuits par celle de l'autre circuit et installation d'une pompe et d'un échangeur pour pallier la défaillance totale des pompes de ces deux circuits, en phase postaccidentelle, · réinjection des effluents dans le bâtiment du réacteur afin d'éviter la dissémination de fluides contaminés recueillis hors du bâtiment du réacteur. - la modification du sens d'écoulement de l'eau à la périphérie des structures internes du réacteur pour éviter des problèmes d'endommagement de crayons combustibles rencontrés sur certaines tranches du palier CP0. Le sens d'écoulement devient ainsi identique à celui des tranches du palier CP1-CP2. IV. Essais décennaux Le redémarrage d'une tranche après visite décennale prévoit notamment l'exécution d'un programme d'essais visant notamment à qualifier par des essais d'ensemble les améliorations et les procédures modifiées pour tenir compte de la nouvelle configuration de la tranche. Essais décennaux de Fessenheim 1 L'arrêt décennal de Fessenheîm 1 a représenté, par comparaison avec un arrêt de tranche normal, un travail très important de préparation et de réalisation d'essais. p.24 |
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Pour exécuter ces tâches, une organisation
spéciale a été mise en place, comportant des représentants
du Service de la Production Thermique et de la Direction de l'Equipement,
placée sous l'autorité du chef de centrale. Un ingénieur
de l'IPSN a suivi le déroulement du programme d'essais (examen des
programmes d'essais, examen des résultats). D'une manière générale, ces essais se sont bien déroulés, grâce aux moyens importants mis en oeuvre par la centrale et la structure "décennale" évoquée plus haut. Les essais effectués se répartissent en trois catégories: - requalifications suite aux modifications (environ 300 procédures d'essais), - essais périodiques prescrits par les règles générales d'exploitation, - les essais de démarrage de Chinon B4, qui n'avaient pas été faits en 1977 à Fessenheim; cette dernière catégorie regroupe environ 20 procédures d'essais, dont les plus importantes sont: - la vérification du fonctionnement des pompes d'injection de sécurité et d'aspersion dans l'enceinte en aspiration dans les puisards de l'enceinte, - les pertes de sources (sources électriques 125 V continu et 220V, air comprimé de régulation). L'ampleur des essais a justifié la rédaction d'une procédure d'ensemble qui: - regroupe tous les essais, - permette la planification détaillée de leur enchainement, - synthétise les résultats d'essais en fin d'arrêt. Enseignements tirés des essais de Fessenheim 1 La réalisation du programme d'essais a été riche d'enseignements, en particulier sur les systèmes de sauvegarde et les pertes de sources électriques de contrôle-commande sur lesquelles un nombre important de modifications avaient été effectuées. Son apport a été essentiel dans la définition du programme des essais de redémarrage des tranches CP1-CP2 après une première visite décennale. Sur le plan de l'organisation, l'analyse immédiate sur site des résultats des essais est un travail important, mais nécessaire pour l'appréciation de la sûreté de la tranche avant son redémarrage. A Fessenheim 1, certaines explications d'anomalies rencontrées lors des essais n'ont été apportées que plusieurs mois après le redémarrage de la tranche. L'organisation mise en place par Electricité de France pour les visites décennales ultérieures a montré que, sur ce plan, les enseignements de l'arrêt de Fessenheim 1 ont bien été tirés. Sur le plan des essais proprement dits, deux enseignements majeurs peuvent être dégagés de l'analyse globale des essais. - Le premier a trait aux difficultés rencontrées, pour quelques essais de circuits de sauvegarde, concernant l'établissement de la correspondance entre critères d'essais et critères de sûreté. Un travail a été entrepris par Electricité de France dans ce sens à partir des différents documents qui ont permis d'établir cette transposition. Des difficultés semblables ont été rencontrées lors des premiers arrêts décennaux des tranches CP1-CP2. - Le deuxième est lié à des anomalies rencontrées lors des essais permettant de valider les consignes à appliquer en cas de perte de sources électriques de contrôle-commande, anomalies qui résultaient de modifications importantes apportées dans la distribution électrique. Compte tenu de l'impact de ces consignes sur la sûreté de l'installation en situation perturbée, il est apparu en conséquence nécessaire que certains de ces essais soient effectués de façon systématique lors des premières visites décennales des tranches de 900 MWe. (suite) | suite: Essais de redémarrage des tranches CP1-CP2 Plus généralement, compte tenu des enseignements des premières visites décennales, Electricité de France a proposé une doctrine de mise en oeuvre des essais applicable au redémarrage des tranches des paliers CP1-CP2, après une première visite décennale. Cette doctrine qui a reçu l'approbation des autorités de sûreté, prévoit, en dehors de l'application du programme d'essais périodiques normalement prévu par les règles générales d'exploitation, l'exécution de trois types d'essais destinés à répondre aux objectifs suivants: 1) pallier les risques engendrés par le nombre important de démontages et d'interventions résultant de l'application des programmes de maintenance, 2) exercer un contrôle global après réalisation d'un nombre important de modifications partielles, 3) confirmer ou infirmer les choix faits lors de la définition des programmes d'essais périodiques. Par les essais du premier type, il s'agit de vérifier la disponibilité des systèmes après intervention; ces essais concernent toutes les tranches. Les essais de type 2, réalisés sur quelques trnnches d'un palier, visent à s'assurer de la cohérence des modifications multiples qui ont pu être réalisées tout au long de l'exploitation des tranches. Les essais de type 3, réalisés sur une tranche de palier, concernent les reprises d'essais à programmer pour vérifier le respect de critères de sûreté ou les séquences d'essais non contrôlées depuis les essais de démarrage des tranches. Compte tenu de l'expérience acquise, parmi les essais qui devront être exécutés sur les tranches des paliers CPl-CP2, figurent: - la réalisation de vérifications concernant le fonctionnement des pompes de sauvegarde et l'étanchéité des parties de ces circuits situés à l'extérieur de l'enceinte, - des essais de validation de matériels; c'est ainsi que les épreuves de l'enceinte de confinement devront être mises à profit pour faire des essais de décompression à travers le filtre à sable et des essais de réinjection d'effluents dans l'enceinte, permettant ainsi de tester les matériels concernés dans des conditions de pression représentatives des conditions accidentelles, - les essais de perte de sources électriques: par leur importance, ces essais méritent d'être détaillés. Il s'agit d'essais d'ensemble réalisés jusqu'à présent uniquement lors des premiers essais de démarrage; ils impliquent un grand nombre de matériels et nécessitent des précautions particulières, raison pour laquelle ils sont réalisés coeur déchargé. Trois objectifs leur sont assignés: - vérifier que les matériels installés réagissent, en cas de perte de source, de la manière prévue dans les études correspondantes, - démonter la pertinence et l'absence d'ambiguïté des instructions des procédures de conduite post-accidentelles et consignes correspondantes, compte tenu du comportement des matériels, - former les équipes d'exploitation à la conduite de la tranche dans les conditions de pertes de sources. Pour atteindre ces objectifs pour les tranches des paliers CPl-CP2, suite aux nombreuses modifications réalisées depuis le premier démarrage des tranches, il est apparu nécessaire que soient réalisés: - sur chaque tranche en "visite décennale", des essais de perte de tableau(x), système par système, afin de vérifier le comportement de chaque matériel important pour la conduite de la tranche. L'expérience acquise à Bugey 2 montre que ces essais partiels peuvent être représentatifs dans les conditions d'arrêt à froid pour intervention de la chaudière, p.25 |
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- sur une tranche représentative de l'état
de réalisation des modifications de fin de palier, des essais complets
de pertes de sources permettant de valider les règles et procédures
de conduite. Le choix de l'état de la tranche pour réaliser
ces essais doit résulter d'un compromis entre la représentativité
des essais et les risques associés. Une grande partie de ces essais
a été réalisée à Dampierre 1, en profitant
de la phase d'essais à chaud coeur déchargé, suite au
remplacement des générateurs de vapeur. Epreuves des enceintes de confinement et autres contrôles Les épreuves des enceintes de confinement des premières tanches de 900 MWe ont montré que le taux de fuite de ces enceintes (24 heures sous 4 bars relatifs) est resté comparable à celui mesuré il y a plus de dix ans lors des essais préopérationnels; aucune dégradation de l'étanchéité des enceintes n'a donc été constatée; l'auscultation des enceintes, quant à elle, n'a pas révélé d'anomalies importantes de comportement des structures soumises à la pression. Pour ce qui est des autres contrôles effectués dans le cadre des programmes de base de maintenance préventive, les contrôles effectués pendant les arrêts décennaux n'ont pas fait apparaître d'évolution significative des matériels en regard des critères de sûreté. Il convient de préciser que les visites décennales font partie intégrante d'une politique de vérification permanente permettant de suivre les changements significatifs de l'état des matériels; elles donnent l'occasion d'approfondir l'examen d'anomalies détectées antérieurement et dont on veut contrôler l'évolution. C'est ainsi, par exemple, que des investigations ont été entreprises à la suite de fissurations, détectées par ultrasons, de vis de cloisonnement des structures internes inférieures des tranches de Fessenheim et Bugey. Ce cloisonnement situé entre l'enveloppe du coeur et les assemblages combustibles est constitué de 44 cloisons fixées par des vis. Il a pour fonction de canaliser l'eau dans le coeur du réacteur et de retenir latéralement les assemblages combustibles. L'arrêt décennal de Bugey a, dès lors, été mis à profit pour extraire des vis choisies selon les résultats des contrôles précédents en vue d'une expertise dont l'objectif est la détermination réelle des dégradations, et l'établissement d'un programme de maintenance approprié. V. Rejets et radioprotection Les activités rejetées dans les effluents gazeux et liquides au cours de l'année de la visite décennale pour les centrales de Bugey 2, Bugey 4, Fessenheim 1 et 2, Dampierre 1, Gravelines 1 et Tricastin 1 figurent sur le tableau I. La valeur moyenne des rejets de routine des deux années précédant la visite décennale y est également indiquée. Le tableau II présente les valeurs des doses collectives annuelles pour l'année de la visite décennale, la moyenne des valeurs obtenues les deux années précédant la visite ainsi que les variations relatives. Les tableaux III et IV mettent en évidence la répartition des doses reçues dans les différentes centrales en 1989 et 1990 par le personnel EDF et le personnel des entreprises extérieures. (tableaux non joins sur la G@zette)
(suite) | suite: Les rejets mesurés durant une année de visite décennale restent dans la moyenne des valeurs de rejet observées sur plusieurs années. En revanche, compte tenu des travaux effectués, les doses reçues par les travailleurs sont beaucoup plus élevées pour les années de visite décennale. Le coût en dose collective pour les centrales ayant subi cette visite est le suivant: - Fessenheim 1: 7,2 h.Sv - Fessenheim 2: 5,2 h.Sv - Bugey 2: 6,4 h.Sv - Bugey 4 : 5,71 h.Sv - Tricastin 1: 4,53 h.Sv - Gravelines 1: 5,7 h.Sv - Dampierre 1: 4,8 h.Sv Soit une moyenne de 5,55 h.Sv, qui doit être comparée avec une moyenne de dose collective annuelle pour les mêmes centrales de 2,92 h.Sv en année courante. La dose collective prévue pour la visite décennale de Fessenheim 1(5,85 h.Sv) a été largement dépassée puisqu'elle a atteint 7,2 h.S v. Les doses prévisionnelles sont établies à partir de la valeur moyenne des débits de dose ambiants mesurés en différents endroits du réacteur (indice d'activité) et de la durée présumée des travaux et contrôles. C'est en analysant, chantier par chantier, les écarts entre doses prévisionnelles et doses réelles que des enseignements peuvent être tirés sur le plan de l'organisation et de la planification des travaux. Dans le cas de Fessenheim 1, l'exploitant a mis en évidence qu'il serait souhaitable de ne faire, tuyauteries primaires vidangées, que les travaux et contrôles exigeant cet état de la tranche, toutes les autres interventions devant être faites, tuyauteries primaires pleines d'eau, afin de limiter les débits de dose ambiants. L'examen de la répartition des doses collectives par chantier présente quelquefois des difficultés d'interprétation en raison d'erreurs d'affectation des doses à la sortie de la zone contrôlée. Des dispositions sont à l'étude pour remédier à cette situation. VI. Conclusion Les visites décennales apparaissent comme un moyen privilégié de connaissance de l'état des réacteurs, par l'ampleur des contrôles et inspections effectués. A cet égard les résultats obtenus sur Fessenheim 1 et les premières tranches de 900 MWe peuvent être considérés comme témoignant d'un bon état général de ces réacteurs. Ceci ne doit pas faire oublier que les visites décennales restent partie intégrante d'une politique de vérification permanente qui doit viser à une anticipation suffisante des problèmes de sûreté. Parmi les visites décennales déjà réalisées, une mention spéciale doit être accordée à celle de Fessenheim 1, de par l'ampleur du programme d'essais réalisés et de par les enseignements qui en ont été tirés pour l'établissement d'un programme d'essais cohérent de redémarrage des tranches CPl-CP2. p.26 |