| Résumé : Le rapport
GSIEN a été remis le 6 mars à la Commission Locale
de Surveillance. Nous vous livrons les conclusions . Le premier point de
vue est situé après l'analyse de la visite décennale
(VD2) et donne nos conclusions sur ce dossier. Puis le deuxième
point de vue donne notre avis sur la surveillance cuve. Ensuite nous nous
sommes exprimés sur le suivi de l'installation (en particulier l'estimation
des variations en pression et température des composants du réacteur
et la comparaison de ce nombre de cycles à une estimation constructeur).
Cette approche est intéressante mais elle a besoin d'être
peaufinée car elle exige une concertation plus fine entre les équipes
faisant ce suivi et les équipes de conduite du réacteur.
Sinon on se bornera à comptabiliser des "situations" et ceci ne
fera pas avancer la sûreté du réacteur.
Et pour finir notre conclusion générale sur le dossier VD2. Nous n'avons pas, dans le temps imparti et à la lecture des dossiers que nous avions repérés et demandés, relevé de discordance avec les conclusions prudentes de la DSIN (et du BCCN) sur la tenue des cuves. Mais cette tenue n'est pas l'essentiel du dossiers, le suivi des composants du réacteur est un autre aspect important du dossier. C'est pourquoi nous avons souligné : 1-Que l'analyse des phénomènes qui sous-tend les formules utilisées pour évaluer l'évolution des défauts des cuves doit être confortée par des études et des expérimentations en laboratoire. 2-Que les incertitudes sont grandes et que, dans ces conditions les marges dont EDF espère disposer peuvent ne pas exister. 3-Que l'analyse des incidents nous a permis de pointer un manque de préparation de terrain, l'inadéquation de certaines consignes. 4-Que la dosimétrie laisse beaucoup à désirer en particulier la dosimétrie neutronique (châteaux de transport entre autre...) 5-Qu'une visite décennale se fait à l'issue d'une préparation intense et longue et dans ces conditions nous ne pouvons donner un avis que sur certains points particuliers. 6-Que l'analyse de cette visite et des opérations lancées montre que la préparation de ces opérations n'est pas toujours optimale et gagnerait à être mieux supervisée. (suite)
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7-Que nous analysions le dossier en sa cohérence scientifique. Cette analyse pouvait être un élément dans l'appréciation de ce dossier par la DSIN : MAIS QUE NOUS NE NOUS SUBSTITUONS PAS A L'AUTORITÉ QUI EST SEULE A PRENDRE LA DÉCISION DE REDÉMARRAGE DU RÉACTEUR. C'est pourquoi le redémarrage de Fessenheim avant la remise de notre dossier ne nous a pas vraiment choqué. Et nous constatons que nos conclusions ne sont pas contestées par EDF et incitent à un dialogue que nous espérons fructueux pour la sûreté. Cette expertise s'est déroulée dans un climat correct mais il est clair que la difficulté première réside dans l'approche faite par les partenaires. De fait il n'y a aucune anticipation sur les questions, c'est pourquoi nous sommes incapables d'assurer avoir pointé TOUS les problèmes. Nous espérons n'en avoir pas trop raté et c'est tout ce que nous pouvons affirmer. Pour la présentation du 6 mars nous noterons que EDF a joué sa force. Nous lui avions, comme convenu dans la convention, présenté le dossier le 28 février. EDF a présenté un dossier de réponses à nos questionnements et ce sans aller-retour. Cela permet momentanément d'avoir le dernier mot mais seulement momentanément. En effet les réponses rapides du 6 mars ne soldent pas la radioprotection des personnels, ni le suivi du réacteur. C'est simplement irritant... Voici donc les différentes conclusions : 1ère : POINT DE VUE DU GSIEN
p.2
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| L'analyse de
ces conclusions nous conforte dans notre propre analyse. En effet les demandes
de compléments de dossier ou de justificatifs y sont faites en examinant
d'une part le dossier prévisionnel de la VD2 et le dossier réalisation.
Un certain nombre de remarques des experts montrent que toutes les demandes
de l'autorité n'avaient pas été prises en compte et
que des demandes de dossiers complémentaires se sont avérées
nécessaires pour compléter le document existant. Ces experts
(19) ont examiné les documents de réalisation de la
VD2 pendant 3 jours. Une série de ces remarques ont été
prises en compte tout de suite par EDF car conditionnant l'avis
de redémarrage.
Pour notre part, nous n'avons pas eu accès à ces dossiers prévisionnels (même si nous en connaissons l'existence), donc notre analyse est superficielle et nous en sommes tout à fait conscients. Il est évident que nous n'avons pas la possibilité de nous assurer que le programme de surveillance recouvre bien toutes les zones qui auraient nécessité un contrôle. Certaines réparations qui nous ont été décrites sont effectuées et n'apparaissent plus dans le bilan d'EDF sous la même rubrique. C'est le cas de la vanne RCV : le corps de la vanne comportait un orifice de positionnement bouché avant usage, non mentionné dans le dossier constructeur. Un dossier de requalification, préalable au changement de la vanne, a été instruit durant la VD2 (Mines, DSIN). Ce type de vanne (vanne canadienne) sera contrôlé sur tous les sites et changé partout où il présentera ce défaut. La modification programmée était destinée à renforcer la motorisation, insuffisante à pleine charge. A la suite du problème rencontré cette modification a été rendue impossible car la nouvelle vanne ne permet pas l'implantation de la nouvelle motorisation. Nous n'avons pas, non plus, pu vérifier l'adéquation du programme de surveillance avec le programme initial, ni d'ailleurs si le programme complémentaire (PIC) recouvrait toutes les demandes de l'autorité. Ce PIC nous a été présenté par EDF comme un programme destiné à vérifier, par un balayage systématique réparti sur tout le parc 900 MWé, l'ensemble des équipements non soumis réglementairement à un contrôle. Il portait principalement sur le contrôle des systèmes d'alimentation en eau : ANG (eau alimentaire des GV), RRA (refroidissement du réacteur à l'arrêt), RCP ( refroidissement du circuit primaire), RRI (refroidissement intermédiaire), VVP (ligne de vapeur principale). Cette investigation a conduit à la réparation d'un tronçon sur la ligne RRA 23 du collecteur principal, ce qui souligne le bien fondé de ce programme PIC. En ce qui concerne la visserie de cloisonnement des internes inférieures du coeur, toutes les vis ont été vérifiées. L'annonce de la totalité de la vérification est satisfaisante. Ce qui l'est moins, c'est la non-disponibilité du robot permettant de les changer en cas de nécessité. Évidemment Framatome a garanti la tenue avec seulement 264 vis régulièrement réparties sur 960. De plus, même en supposant une zone restreinte de 72 vis défectueuses, la sûreté resterait assurée, nous a-t-on expliqué. Avoir le dossier Framatome aiderait à en être persuadé. De même, en ce qui concerne d'autres contrôles, comme il s'agit d'affirmations d'"autorité", étayées par des calculs que nous n'avons pas vérifiés, nous estimons ne pouvoir en garantir la validité. De nombreuses réponses "d'autorité" gagneraient à être explicitées, justifiées, puis vérifiées par nos soins. Nous n'avons pas la possibilité de l'exiger et, en tout état de choses, ceci conduirait à un volume d'investigations demandant un nombre d'hommes-jours très largement hors des limites de la Convention et de nos possibilités. Il serait, donc, important que la CLS puisse exercer ce contrôle année après année, en ayant recours, si nécessaire, à des experts indépendant de l'Autorité de sûreté et de l'exploitant. En conséquence, bien que pensant (souhaitant) que EDF a réalisé son programme de contrôle avec efficacité, nous ne possédons pas tous les éléments pour en juger la totale pertinence. (suite)
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2ème : POINT DE VUE DU GSIEN La seule indication trouvé en virole C1 (5,7 mm x 14 mm) reste dans les limites du défaut maximum fixées par la SPN en 1999 (6 mmx 60 mm). Il est d'ailleurs connu (analyse GDL -1993 et présentation de Chinon) que ce sont les soudures qui sont les matériaux les plus critiques à FES 1. La transmission très tardive du dossier cuve Fessenheim, le 28 février (version non finalisée) pour une remise du rapport le 6 mars, n'a pas facilité notre analyse. EDF nous a présenté ses calculs. Ceux-ci sont sous-tendus par une série d'hypothèses portant notamment sur l'estimation de la fluence et sur les évaluations de la température de transition ductile-fragile. EDF, dans le cadre de ces hypothèses, conclut que les marges sont telles que le fonctionnement de FES 1 est garanti jusqu'à 40 ans. Il apparaît que le défaut n'a pas les dimensions de celui de Tricastin mais de nombreuses questions subsistent sur l'hétérogénéité du métal ainsi que sur certaines bases plus fondamentales de physique liées à la mécanique de la rupture brutale et aux altérations des matériaux soumis à une irradiation neutronique. Les autorités de sûreté ont imposé un réexamen des transitoires, une gestion à fluence réduite, et pour améliorer la compréhension des phénomènes, l'exploitation des éprouvettes du type mécanique de la rupture. Ces éprouvettes en nombre (trop ?) limité ne permettent pas de diversifier les essais. Nous souhaitons qu'un consensus rapide entre les divers interlocuteurs permettent de ne plus retarder la mise en œuvre de ces travaux. La tenue de la cuve en situation incidentelle et/ou sous l'effet d'un transitoire brutal dépend essentiellement de son état, à savoir : •Le métal (métal de base, soudures et ZAT (Zones Affectées Thermiquement)) sous irradiation se trouve à quelle température de transition ductile-fragile (RTndt) ? •Le métal est-il affecté par un défaut préexistant et de quelle taille ? •La sollicitation ou transitoire se produit à quelle température d'injection de sécurité ? Or, sur la caractérisation des matériaux (RTndt et défauts éventuels préexistants) de même que sur la sollicitation (transitoire) on est confronté à de sérieuses incertitudes. Dans ces conditions parler de marges devient difficile. Compte tenu de toutes ces incertitudes et/ou méconnaissances que nous avons signalées ( fluence, composition des matériaux, présence de défauts, faiblesse des bases de données - surtout en matériaux irradiés -, représentativité des éprouvettes de caractérisation, mauvaise compréhension des phénomènes, ...) nous ne souscrivons pas à la garantie d'un fonctionnement sur 40 ans qui nous semble prématurée. Quant au fonctionnement jusqu'à 30 ans, des contrôles et une bonne maîtrise du retour d'expérience sont indispensables pour éviter tout problème. Trop de données manquent pour clore le dossier et nous invitons la CLS à demander le point des analyses à la DSIN et à ses appuis techniques BCCN et IPSN. 3 ème : LE POINT DE VUE GSIEN
p.3
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| Comme toujours se posent des questions
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- Est-ce vraiment enveloppe ? - Le catalogue est-il pertinent ? Un point pose aussi problème : " On notera par ailleurs que l'article 36 de l'Arrêté du 26 février 1974 précise notamment que l'utilisateur peut modifier la liste et la définition des situations s'il montre que l'appareil satisfait aux prescriptions de l'arrêté. En fonction du retour d'expérience, le dossier de situations est réexaminé et la vérification du respect des critères mécaniques est réalisée dans le cadre de la révision du dossier d'analyse du comportement correspondant." Et malgré la conclusion rassurante : "- pour la majorité des situations, le nombre de situations comptabilisées est inférieur aux prévisions pour une tranche à mi-vie. - quelques situations ont un nombre comptabilisé supérieur au nombre défini à la conception. - pour les situations créées suite au retour d'expérience (marquées "à définir")..., les calculs mécaniques réalisés montrent que leur impact est faible." Il est clair qu'il faut utiliser le retour d'expérience mais est-ce vraiment pour faire des subdivisions dans l'inventaire des "situations" ? Si l'analyse se borne à vouloir éviter un dépassement du nombre d'occurrences et non pas à limiter la consommation des situations, alors toute cette comptabilisation ne permettra pas d'améliorer le fonctionnement du réacteur et donc la sûreté. Il ne faudrait pas que les subdivisions deviennent un artefact permettant de masquer des dépassements de la prévision de conception. La question n'est pas sans implications fortes sur la sûreté. De même, on peut s'étonner de trouver dans des classes dont la prévision reste à définir, des types de sollicitations ayant eu un nombre important d'occurrences avant la mise en service industriel. Il faut certainement améliorer l'analyse des situations versus les procédures de conduite du réacteur et lors d'un redécoupage de situations vérifier s'il n'existe pas de problèmes pour les zones qui sont particulièrement affectées par les transitoires surconsommés. En ce qui concerne le dossier " Bilans des modifications réalisés en VD2 à FES1", nous prenons acte de la réalisation de 94 modifications dont 79 IPS et attendons les dernières requalifications à réaliser au redémarrage (3) et en fonctionnement (1). En ce qui concerne les travaux sur les (GV : limiteur interne de débit) et sur l'EAS il faudra suivre, lors des arrêts suivants, les réponses apportées au questionnement des experts de l'Autorité de Sûreté. CONCLUSIONS Dans les limites du temps imparti (dernière réunion 9 février, rapport final discuté avec EDF le 28 février), les experts ont essayé de se faire une opinion sur l'adéquation de la VD2 via les contrôles et les actions en résultant, aux exigences de sûreté du site. Le groupe d'experts de la VD2 conclut comme celui de la VD1 que cette mission s'est faite "sans pouvoir cependant se livrer à une expertise exhaustive et à une étude globale ". Cet état de fait résulte principalement : - du dossier en tant que tel : Le suivi du réacteur et les modifications résultant de son fonctionnement et de la mise à niveau de son état de sûreté ont démarré dès sa mise en route en 1977. Il faut être conscient de la complexité du dossier et du temps nécessaire pour le juger. Il s'y ajoute depuis 1987 la remise en cause (ou tout au moins le réexamen nécessaire compte-tenu de la découvertes de fissures type DIDR ou DSR) de la durée de vie du réacteur, liée à celle de la cuve. EDF a mis 10 ans pour répondre aux interrogations de l'autorité de sûreté et ses conclusions quant à une durée de vie de 40 ans ne sont toujours pas acceptées. (suite)
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suite:
Nous ne pouvons que le signaler et le rappeler avec insistance. - d'un dialogue pas toujours évident où les arguments d'autorité l'emportent souvent sur une approche plus scientifique consistant à bien exprimer ses hypothèses et ses incertitudes pour en analyser le poids sur les calculs et, in fine, sur le temps de vie des cuves. LA PREMIÈRE MISSION D'EXPERTISE (VD1) avait permis un regard extérieur sur les opérations de contrôle menées à l'occasion de la visite décennale d'un réacteur. Même si les experts avaient manqué de temps et si l'accès aux documents (en 1989) fut difficile, cette analyse avait permis de pointer un certain nombre de problèmes. Mais il faut être conscient que pour apprécier l'état de sûreté d'un réacteur, un coup de sonde tous les 10 ans est un peu illusoire. Il faut prévoir un suivi plus systématique, sous l'égide de la CLS, en ayant recours, si besoin est, à des experts ne relevant ni de l'autorité de sûreté, ni de l'exploitant, ni des constructeurs. CETTE SECONDE MISSION DE CONTRE-EXPERTISE (VD2) s'est déroulée dans de meilleures conditions qu'en 1989. Cependant, pour pouvoir mener à bien une telle mission il faudrait pouvoir disposer de plus de temps pour analyser les dossiers et pour cela il faudrait pouvoir les obtenir plus rapidement. Rappelons qu'une clause de confidentialité est dans la convention, clause portant sur les documents, pas sur nos avis. Nous avons accepté cette clause donc il n'était pas utile de la reprendre à chaque demande de dossier, ce qui ne pouvait que générer des retards dans la transmission des documents (exemple le dossier générique cuves 900). (A) LES CONCLUSIONS DES EXPERTS DE LA VD1 ont permis la prise en compte de contrôles complémentaires et leurs observations formulées lors de la visite du site ont également contribué à améliorer la sûreté. Cependant certains points noirs signalés sont restés en l'état. - risque hydrogène Le risque hydrogène n'a toujours pas été pris suffisamment en considération. Bien que EDF affirme que l'enceinte puisse résister à une déflagration, rien ne garantit, de fait, sa tenue à une explosion détonnante. Ce point reste et les dernières expérimentations menées à Phébus (réacteur d'étude de l'IPSN) ont montré que certaines des hypothèses admises dans les calculs français devaient être revues. - dispositif d'ouverture de la vanne de dépressurisation de l'enceinte à travers le filtre à sable. La refermeture de cette vanne est indispensable pour assurer le confinement du bâtiment. Les solutions permettant d'éviter l'irradiation éventuelle du personnel auraient dû être mises en œuvre depuis longtemps. Il nous semble que cette modification essentielle ne doit plus être différée (le 3 mars il nous a été communiqué une information précisant que des travaux avaient été menés, nous attendons communication du dossier pour le commenter ultérieurement). - tenue du bâtiment combustible (résistance à une agression externe, risque de sortie de produits radioactifs, détection neutron, risque inondation). La résistance du BK à une agression externe est toujours aussi faible. La surveillance radiologique dans le bâtiment ne prend pas en compte la problématique d'un accident de criticité, ni une dosimétrie neutronique opérationnelle des travailleurs. Ces deux points sont à revoir au plus vite. La problématique "inondation" a refait surface avec les problèmes du Blayais lors de la tempête du 28 décembre 1999 mais ce problème aurait dû être solutionné depuis 1984. Dans le dossier de l'IPSN il est indiqué : "- les sites de FESSENHEIM et de TRICASTIN sont implantés à proximité d’un canal dont la ligne d’eau est supérieure à la cote de leur plate-forme. Pour ces sites également, il conviendra de réexaminer les dispositions particulières mises en œuvre." p.4
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| Il conviendra
de donner suite à cette recommandation importante. Cette révision
comporte en particulier un réexamen de la tenue aux séismes
de la digue. Nous n'avons pas eu connaissance de quelconques travaux liés
à cette mise à niveau de la digue.
(B) L'ANALYSE DES INCIDENTS SURVENUS DEPUIS
1989 fait ressortir quelques points récurrents :
(C) PRISE EN COMPTE EN VD2 DE CERTAINES CONCLUSIONS
DE LA VD1,
(D) EN VD2 UN CERTAIN NOMBRE DE MODIFICATIONS
IMPORTANTES ONT ÉTÉ RÉALISÉES :
(E) LES CONTRÔLES RÉGLEMENTAIRES
DE LA VD2 ont été menées sur la tenue en service
du réacteur (comptabilisation des situations -IPS en particulier-)
ainsi que sur la cuve et l'enceinte.
(suite)
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suite:
S'il est clair qu'il faut utiliser le retour d'expérience pour l'estimation de la tenue des matériels faut-il le faire à l'aide de subdivisions dans les "situations" ? Il ne faudrait pas que les subdivisions deviennent un artefact permettant de masquer des dépassements de la prévision de conception. La question n'est pas sans implications fortes sur la sûreté. Si l'analyse se borne à vouloir éviter un dépassement du nombre d'occurrences et non pas à limiter la consommation des situations, alors toute cette comptabilisation ne permettra pas d'améliorer le fonctionnement du réacteur et donc la sûreté. Il faut certainement améliorer l'analyse des situations versus les procédures de conduite du réacteur et lors d'un redécoupage de situations vérifier s'il n'existe pas de problèmes pour les zones qui sont particulièrement affectées par les transitoires surconsommés. Il nous semble, donc, indispensable qu'une plus grande symbiose existe entre les équipes de conduite et celle de la comptabilisation des situations. - le bâtiment réacteur : En ce qui concerne l'enceinte nous avons constaté des décollements de la peau interne. Même si le bâtiment a satisfait aux critères de fuites, un suivi de cette peau est nécessaire. Il s'agit de la troisième barrière. - la cuve : Même si à Fessenheim il n'a été décelé qu'un seul défaut pleine virole de 5,7 mm x 14 mm, le dossier n'est pas terminé et on ne peut, à notre avis, conclure sur la durée de vie des cuves. Ce dossier est d'autant moins clos que nous venons tout juste d'avoir le rapport sur Fessenheim et que nous ne pouvons en un temps aussi court (28 février 2000 - 6 mars 2000) en faire une analyse détaillée et pertinente. Voici, d'ailleurs, l'avis de la DSIN ( juin 1999) sur le sujet (lettre DSIN /DIJ/BCCN/PM/CL/N° 990625) : " Je note l'effort de mise en forme par vos services de nombreux travaux sur le sujet mais je considère qu'il est encore insuffisant pour conclure à la tenue des cuves à 40 ans dans les conditions accidentelles postulées, tout particulièrement pour les cuves les plus sensibles du parc français. Toutefois je considère, au vu des éléments disponibles, que, sous réserve de la réalisation des contrôles demandés ci-après et de résultats probants, la tenue des cuves 900 MWé peut être considérée comme assurée au moins jusqu'à l'échéance 30 ans vis-à-vis des transitoires que vous avez étudiés. D'une manière plus générale, sur le comportement des cuves sous irradiation, il reste les points suivants à préciser et prendre en compte : •L'analyse des phénomènes physiques conduisant à une modification des caractéristiques mécaniques des matériaux sous irradiation neutronique doit continuer à faire l'objet de recherches fondamentales. Au niveau de l'ingénieur, la mise en œuvre repose trop sur une approche empirique. Cette analyse devrait étudier plus finement les effets liés aux spectres d'énergie des neutrons, y compris dans l'estimation des paramètres de fluence. •La caractérisation du matériau vis à vis de la rupture est réalisée au moyen d'essais destructifs. La représentativité des éprouvettes utilisées, discutable par définition, joue donc un rôle essentiel. •L'évolution de la ténacité avec la température est une considération expérimentale déduite de résultats d'essais présentant une forte dispersion. La notion de température de transition est donc conventionnelle, peu précise, et de mesure délicate. •L'analyse de sûreté présentée par l'exploitant est résumée en termes de "marge" vis à vis de la température de transition. Ce paramètre ne nous paraît pas particulièrement parlant. Vis à vis de la rupture de cuve, et sans remettre en cause les scénarios accidentels envisagés, on aurait préféré que cette marge soit exprimée en terme de "dimension de fissure acceptable". En effet, les calculs montrent que la fissure "enveloppe" de dimension 6 mm x 60 mm n'est pas critique mais on ne sait pas de combien. p.5
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| •La tenue de la cuve en conditions pénalisantes
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.
•Une approche plus statistique devrait être engagée afin d'évaluer les paramètres et leurs incertitudes d'une façon plus quantifiée. Rappelons l'avis de la DSIN concernant le temps de vie des cuves: "...la tenue des cuves 900 MWé peut être considérée comme assurée au moins jusqu'à l'échéance 30 ans vis-à-vis des transitoires que vous (EDF) avez étudiés " mais "il ( le dossier) est encore insuffisant pour conclure à la tenue des cuves à 40 ans dans les conditions accidentelles postulées." et celui des responsables du BCCN, exprimé dans l'article, "Cuve : de progrès en surprises" (Contrôle n° 99 page 57 - revue de la DSIN) : "Compte tenu du nombre de mauvaises surprises déjà rencontrées dans ce dossier, il serait bien imprudent de conclure que tout va bien jusqu'à 40 ans. |
L'Autorité de sûreté, une
fois menées les investigations à court terme permettant de
traiter les suites du cas Tricastin, se concentrera sur une approche plus
pragmatique. Il s'agit de savoir :
- si tout ce qu'il faut faire avant 30 ans est bien prévu avec les bonnes échéances, - si l'on a des assurances suffisantes jusqu'à 30 ans, quitte à établir un dossier de démonstration moins ambitieux que l'actuel mais aussi plus conforme aux réalités prouvées à ce jour, - si tout ce qui est nécessaire sera mis en oeuvre avant 30 ans pour qu'à cette échéance on puisse se prononcer cuve par cuve sur une durée de vie résiduelle." En conséquence, nous affirmons avec force que, même si Fessenheim ne présente pas, en pleine virole de la zone coeur, des défauts de la taille de ceux de Tricastin, ceci ne clôt pas le dossier de la tenue des cuves sous irradiation, même pour celle de Fessenheim. Si d'une manière générale, lors de la VD2, EDF a réalisé un important programme de contrôles et de modifications, il n'en reste pas moins que des points essentiels que nous venons de répertorier restent en suspens. C'est pourquoi nous suggérons que la CLS puisse faire un suivi plus régulier des travaux effectués sur le site de Fessenheim (10 ans est un intervalle trop important). p.6
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