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Gazette N°219/220
Visite décennale Golfech 2
RELEVÉ DE CONCLUSIONS

     La VD1 de Golfech s'est déroulée du 12 juin 2004 au 25 septembre 2004, soit 106 jours d'arrêt pour la décennale. Le réacteur a été couplé au réseau le 25 septembre.
     Une visite décennale comporte un ensemble d'activités:
     Courantes: par exemple le renouvellement du tiers du combustible, le contrôle des traversées du couvercle de cuve (changement prévu en 2006).
     Ponctuelles: par exemple, le contrôle des dispositifs auto-bloquants, le remplacement du packing de l'aéroréfrigérant, des modifications (72 améliorations de la sûreté, rénovation de l'enceinte, installation des recombineurs, plan action incendie).
     Spécifiques décennales: épreuve hydraulique de la cuve, contrôle des générateurs de vapeur, contrôle de l'étanchéité de l'enceinte.
     Les points saillants de la VD1 de Golfech2 sont les suivants :

(1)-Contrôle de la cuve 
a-Épreuve hydraulique
     Lors de l'épreuve hydraulique, le CPP fait l'objet d'un suivi acoustique en montée depuis le palier 173 bar jusqu'au palier d'épreuve 206 bar relatifs, puis en descente jusqu'à 173 bar. Une indication acoustique a été décelée. Voici le premier diagnostic d'EDF: 
     “L'analyse des enregistrements de l'écoute acoustique réalisée lors de l'épreuve hydraulique du CPP a conduit à diagnostiquer un signal caractéristique d'une fuite. Lors de cette épreuve, il a été observé une fuite sur les 2RCP210 et 410KD. D'autre part, une trace blanchâtre relevée à l'ITV avant l'épreuve hydraulique au droit de la traversée 41 nous a conduit à nous interroger sur l'existence d'une fuite localisée au droit de cette traversée.”
    Après divers contrôles : analyses chimique et radiochimique, Examens Non Destructifs (END), Intervention Télé Visuelle (ITV) avant épreuve, ITV après épreuve, la conclusion du CNPE est la suivante: 
     “Au regard de tous les éléments précédents, rien ne laisse suspecter une fuite au droit de la traversée T41. Le bruit caractéristique enregistré lors de l'épreuve hydraulique du Circuit Primaire Principal est attribué aux fuites goutte à goutte observées sur les 2 assemblages à brides (2RCP210 et 410 KD).”
     L'écoute acoustique est un examen important lors de l'épreuve. Á Golfech, grâce aux examens complémentaires de la pénétration 41 (doigt de gant d'instrumentation en fond de cuve) et au retour d'expérience de Paluel, ce signal de fuite a été attribué aux fuites des assemblages à brides (2RCP210 et 410KD), servant pour des mesures. 
     Les examens complémentaires ont montré que les traces vues sur cette pénétration ne semblaient pas provenir d'une fuite. Les prélèvements effectués sur la tâche ont mis en évidence quelques traces de bore mais pas de produits radioactifs. En conséquence il faudra faire un suivi de cette pénétration pour conforter le diagnostic selon lequel ce ne serait qu'un résidu de ressuage. 
     Le CPP a présenté un débit de fuites quantifiées, c'est-à-dire répertoriées et connues, de 83,4 l/h, inférieur au débit admissible de fuites identifiées et non identifiées de 230 l/h. 
     b-Contrôle de la zone la plus irradiée par la machine MIS
     Aucun défaut nouveau n'a été décelé. 
     c-Programme de Surveillance des effets de l'Irradiation.
     Dans le cadre du Programme de Surveillance des effets de l'Irradiation (PSI), 2 nouvelles capsules ont été insérées dans la cuve “pour suivre la tendance au-delà de 40 ans”. Cette affirmation ne nous semble pas fondée. 
     Il s'agit tout au plus d'une anticipation sur l'autorisation en VD2 de fonctionner 10 ans de plus. Les capsules supplémentaires pourront alors séjourner jusqu'à la VD3 ou même plus longtemps si l'ASN l'autorise après examen des données de vieillissement de l'ensemble de l'installation. Au stade des 10 ans de fonctionnement, il est impossible de statuer.
     Les résultats du PSI pour le métal de base et la soudure sont les suivants : 
     RTndt extrapolée à 40 ans pour le métal de base: 32°C pour une valeur prévue de 66°C
     RTndt extrapolée à 40 ans pour la soudure: 25°C pour une valeur prévue de 48°C
     La fluence (nombre de neutrons par cm2 reçu par la cuve) est estimée à 0,88.1019 n/cm2 soit 69 % de la fluence de conception à 10 ans (1,27.1019 n/cm2).
     Le pourcentage de fluence atteint à 10 ans par rapport à la fluence de conception à 40 ans (4,63.1019 n/cm2 ) est de 19%, ce qui est correct rapporté aux 25% prévus.

suite:
     Commentaire:
     La mise en place (en 1997) d'un plan de chargement à faible fluence (assemblages déjà irradiés face aux points chauds pour la cuve, positions 45°) permet de prévoir à 40 ans un gain de fluence pour la cuve de 5%. 
     L'optimisation continue des plans de chargement laisse espérer un gain d'environ 10% sur la fluence de conception à 40 ans.
     S'il est prématuré de prédire le temps de vie du réacteur, il est certain que les efforts d'EDF pour optimiser la fluence reçue par la cuve vont dans le sens d'une sûreté accrue. Il n'en reste pas moins que ce sera visite décennale après visite décennale que les autorisations seront données pour poursuivre l'activité du réacteur.

     (2)- Contrôle des Générateurs de Vapeur 
     Les générateurs de vapeur de Golfech 2 ont leur faisceau de tubes en inconel 690, matériau résistant mieux à la corrosion que l'inconel 600 utilisé précédemment. 
     Actuellement un total de 23 tubes a été obturé sur les 4 GV. Ces tubes présentaient des défauts (fuite ou amincissement) et ont été obturés aux deux extrémités :
     GV1: 8 dont 1 en VD
     GV2: 1 en VD
     GV3: 3 dont 2 en VD
     GV4: 11 dont 6 en VD
     Le résultat sur la qualité des tubes et sur la quantité de boues extraites des GV permettra de réduire la visite des faisceaux de tubes à 1 arrêt sur 2 pour les tubes et 1 arrêt sur 3 pour le lançage (lavage) de la partie secondaire. Jusqu'à la VD1, les tubes des GV ont été examinés à chaque arrêt.
     Cette maintenance réduite est cependant liée à des critères de bouchage plus restrictifs (selon les critères d'une visite tous les arrêts, 1 seul tube aurait été bouché en VD alors que 10 l'ont été en 2004)
     La qualité du faisceau de tubes des 4 GV est indiscutable à 10 ans. L'inconel 690 est meilleur que le 600 pour la tenue à la corrosion.

     (3)- Enceinte de confinement
     L'étanchéité de l'enceinte est vérifiée en visite décennale, ainsi que le système EDE (circuit de mise en dépression) situé entre les deux parois. L'efficacité du système EDE (filtres et pièges à iode) est testée, ainsi que sa capacité à maintenir une légère dépression (14 millibar) entre ces deux parois.
     Avec le radier sec ou noyé, le débit de fuites global était largement inférieur au critère 140 Nm3/h ou 1% par jour. Les mesures ont donné respectivement 58 Nm3/h radier sec et 53,5 Nm3/h radier noyé, soit 0,41 et 0,39 % par jour.
     Par contre le taux de fuites “ non transitantes ” était trop élevé (15,3±5,7 Nm3/h pour une norme à 16), des investigations complémentaires ont donc été menées. 
     La traversée EBA (système de ventilation du bâtiment réacteur à l'arrêt) avait un joint défectueux (fuite mesurée en épreuve à 8 Nm3/h): le joint a été changé. 
     Cette fuite contribuait de façon significative au taux de fuites non transitantes. La mesure de la fuite s'est faite pendant l'épreuve, mais le joint défectueux n'a été identifié qu'après l'épreuve.
     Les tests périodiques n'avaient pas décelé de fuite. Des investigations sont en cours pour déterminer l'origine de la défectuosité du joint, découverte en VD. Il a été remplacé et testé ; il n'y a plus de fuite à la traversée EBA mais tout de même une recherche du pourquoi ce joint était défectueux.
     L'étanchéité de l'enceinte a été améliorée avec un revêtement en résine époxy. Après épreuve, des cloquages sont apparus et ont été réparés. Une cartographie a été établie pour suivre l'état de revêtement.
     Cependant la tenue dans le temps de ce revêtement doit être surveillée. En conséquence, EDF a présenté un programme de vérification, basé principalement sur "des essais périodiques d'arrachement in situ" (communication IRSN").

     La CLI devra s'intéresser à la périodicité de ce programme de contrôle et surtout à son suivi.

     En l'état, ce revêtement améliore l'étanchéité. Cependant son vieillissement en atmosphère radioactive n'est connu que sous fortes doses. Comment pourra-t-il être évalué?

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      (4)- La réévaluation sûreté: 
     Inondation 
     Le niveau de la plate-forme a été calé sur la valeur de la crue millénale de référence. 
     Néanmoins les routes d'accès seraient inondées. Le site se retrouverait isolé. La problématique inondation reste un problème. Des travaux vont être effectués pour essayer d'améliorer la mise à l'abri des bâtiments. De plus la mise en place d'une cellule de crise qui sera appelée en cas d'inondation annoncée permettra de mieux gérer l'installation et de mener le réacteur à une situation d'arrêt en cas de besoin.
     Les études menées à la conception n'avaient pas pris en compte le phénomène de remontée de la nappe phréatique. En conséquence des dispositions complémentaires vont être mises en place dès 2005.
Séisme
     Cette réévaluation de la problématique “séisme” a conduit au renforcement de la structure du pont polaire et au réglage du jeu des tirants antisismiques. 
     Les modifications nécessaires ont été exécutées en VD.
     Cependant le dossier est toujours en examen. Des divergences d'appréciation sont apparues entre l'IRSN et EDF sur le dossier séisme en général, mais le site de Golfech ne semble pas en cause.
     Risque Hydrogène
     EDF a renoncé à installer une mesure de la concentration hydrogène dans l'enceinte “compte tenu de difficultés rencontrées pour respecter les exigences propres aux accidents graves avec le matériel initialement retenu, et des gains apportés par la mise en place des recombineurs.(ASN rapport 2002, page 287)”. Une procédure de conduite en cas d'accident est en cours d'examen par l'ASN et ses appuis techniques.
     Le GSIEN souligne l'apport de ces recombineurs installés enfin à Golfech 2 (cela ne fait que 25 ans que le GSIEN les réclame – VD1 de Fessenheim 1989), mais attend les conclusions des groupes d'experts pour “l'acceptabilité d'un abandon des mesures de concentration d'hydrogène et sur les stratégies de conduites de l'EAS (Echangeur eau Aspersion et recirculation), proposées par EDF, avant et après installation des recombineurs.”. Toutefois il serait souhaitable que soit apportée la démonstration qu'il ne subsiste aucune zone confinée où une accumulation d'hydrogène pourrait conduire à une explosion détonante pouvant affecter l'étanchéité de l'enceinte.
     Conditions extrêmes (froid, chaud,….)
     Les installations nucléaires ont été conçues à l'origine pour un fonctionnement entre –15°C et +32°C sans limites de temps.
     Or il s'est avéré que la température pouvait descendre en dessous de –15° et ce, sur des durées suffisamment longues pour poser de nouveaux problèmes : gel de tuyauteries, gel d'évents de bâches, chauffage insuffisant de locaux importants (stockage de bore), ventilation, etc. Il est apparu également que la température de 32° pouvait être dépassée.
     La CLI devra suivre les travaux de mise à niveau des équipements pour supporter le froid, car ce sont les “grands froids” qui sont les plus pénalisants pour la centrale.
     Pour l'aléa climatique canicule nous avons reposé des questions sur cette fameuse différence de température de la Garonne entre l'amont et l'aval de la centrale (valeur exprimée dans l'arrêté de rejet).
     La température amont est mesurée, mais la température aval est calculée en faisant une règle de 3 entre la quantité de chaleur rejetée et le débit du fleuve: d'où la possibilité d'exprimer la différence en centième de degré. Mais ce centième de degré n'a pas de sens réel, il est juste un résultat de calcul dépendant du fonctionnement du réacteur (et du nombre de chiffres significatifs de la calculette utilisée!). 		suite:
     Si la température de la Garonne dépasse la valeur de l'arrêté, l'alternative est l'arrêt ou la dérogation. De fait il y a eu utilisation des 2 procédures : arrêt d'une tranche puis dérogation pour l'autre. 
     Cependant une des causes du non-respect de la température limite du rejet était un aéro réfrigérant dégradé. Lors de la VD, le packing entartré de cet aéro réfrigérant a été remplacé, et la fonction normale de refroidissement a été restaurée. Un suivi plus attentif sera nécessaire pour éviter que se reproduise une situation du même type. 
     Il n'est pas inutile de rappeler la position stratégique de Golfech (associé à Bugey et Tricastin) dans le réseau de production d'EDF.

     (5)- Analyse des événements 
     En 11 ans (1993-2003) de fonctionnement Golfech 2 a été le siège de 94 incidents dont 12 de niveau 1. 
     Parmi les 94 incidents, 16 affectent les 2 tranches ou le site dans son ensemble. 
     Parmi les 12 “niveau 1”, 3 sont génériques, c'est-à-dire communs à tout le palier 1300.
     Pour que la CLI puisse efficacement participer au suivi des incidents, des fiches plus documentées que celles fournies actuellement seraient nécessaires. Cela permettrait de mieux appréhender la répétition dans les erreurs, le déroulement de l'événement, les conditions d'enclenchement, l'état de la tranche, etc.
      Par exemple au moment du démarrage de la tranche 2 (1993-1995) le nombre d'AAR était d'environ 3 par an. Il a été réduit à l'ordre de 1 par an.
      En ce qui concerne les incidents radiologiques, l'analyse ne peut être faite que depuis 4 ans. En moyenne on en dénombre 1 par an, mais en 2003 et 2004 la fréquence est montée à 2. Espérons que cette tendance à l'augmentation ne se confirme pas.
     Les incidents de la VD1 en 2004: 
     -2 niveau 1 en phase chargement-déchargement  et 
     -2 incidents radiologiques suite à un balisage incorrect 
montrent qu'il ne faut jamais croire les choses acquises. La sûreté demande une attention de tous les instants ceci est valable pour le matériel mais aussi pour le personnel.

     (6)- Aspects mécaniques 
     Le Programme de Surveillance de l'Irradiation consiste à s'assurer que le vieillissement de la cuve sous l'effet du bombardement neutronique n'entraîne jamais une élévation excessive de la température de transition. On peut ainsi définir un seuil de sécurité en termes d'écart entre température de transition et température de fonctionnement (au sens large, incluant des situations accidentelles). 
     Nous nous sommes efforcés d'en donner une présentation simple illustrant une certaine logique de la démarche de sûreté et reportant en annexe 4 l'exposé technique. 
     Dans cette présentation, il est montré que, pour des raisons d'efficacité (sans doute inévitables), on a déduit de l'approche scientifique des règles - voire des règlements - dont l'application est parfois rigide. En effet, différents aspects scientifiquement liés sont artificiellement découplés pour produire ces règles.
     Une véritable vision synthétique du point de vue mécanique de la sûreté n'est donc pas possible. 
     Les experts témoignent toutefois volontiers que, dans ce cadre, les règlements sont respectés avec rigueur par l'exploitant. 
     Le GSIEN souligne les efforts réalisés par EDF dans ces domaines sensibles. 

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     (7)-Aspects neutroniques
     Nous avons fait une analyse comparative des caractéristiques des cuves du palier 900 et du palier 1300.
      Nous constatons à l'avantage des cuves du palier 1300:
     - une lame d'eau entre le cœur et la cuve un peu plus épaisse, 
     - un flux neutrons sur les points chauds plus faible d'environ 30% 
     Les taux d'impuretés (Phosphore, Cuivre) du métal des cuves sont très voisins, donc la formule FIS va donner des enveloppes de l'évolution de la transition ductile-fragile (RTndt) quasi-identiques.
     Pour le palier 900, on admet comme limite de la RTndt (80°C) à la fluence de conception alors que, pour le palier 1300 on admet seulement 66°C (à la fluence de conception). 
     Il nous semble qu'il y a une incohérence puisque les viroles de Golfech 2, obtenues à partir de lingots creux, sont de meilleure qualité (défauts de ségrégation non débouchants).
     En fonction de l'évolution du paramètre mécanique critique, la (RTndt), et uniquement pour ce paramètre, il nous semble que la durée de vie de conception aurait pu être plus longue pour la cuve 1300 qui subit un flux neutronique plus faible.
     De fait, il apparaît que la valeur de fluence maximale a été calculée pour une durée de vie “réglementaire” de 32 ans JEPP (Jours Equivalents Pleine Puissance) c'est-à-dire les fameux 40 ans “administratifs” (40 ans avec un facteur de charge de 80% = 32 ans JEPP), et ce indépendamment de toute démarche basée sur des données physiques. 
     Finalement s'il est certain que le suivi des cuves est une des ambitions d'EDF, sa réalisation repose sur une démarche empirique.

     (8)- Points en questions
     • détecteurs neutron (radioprotection du personnel)
     Notre questionnement sur la problématique de la détection neutronique perdure et nous souhaitons que ce problème délicat d'une détection neutronique opérationnelle soit résolu. Selon le rapport d'activité du DPHD de l'IPSN (année 2000, 2001 et 2002) des travaux sont en cours mais ne semblent pas encore avoir abouti à un appareillage produit industriellement et disponible sur le marché.
     EDF a conduit des tests sur site qui ont montré la nécessité d'ajuster les détecteurs à la réalité du terrain. Ces tests sont toujours en cours. Il est certain que la mise au point d'une détection neutron fiable en milieu industriel présente des difficultés mais elles ne sont pas insurmontables et nous ne comprenons pas pourquoi elles prennent autant de temps pour des entreprises dont le haut niveau de technicité est reconnu. C'est pourquoi nous insistons pour leur mise au point.

     • Criticité
     Comme pour la dosimétrie neutron, le GSIEN persiste à penser que le problème "criticité" a été trop longtemps insuffisamment pris en compte parce que l'on pensait qu'il était sans objet. Cependant les échanges que nous avons eus avec les spécialistes d'EDF sur le sujet nous ont conduit à reposer nos questions.
     En effet, le changement des combustibles, taux d'enrichissement plus élevé en uranium 235, a conduit à l'obligation de revoir la manutention et l'entreposage aussi bien des combustibles neufs qu'usés.
     Á Golfech 2, un incident pouvant relever de ce domaine a eu lieu pendant la VD. 
     • Incidents de manutention du combustible
     - Le premier s'est produit au déchargement des combustibles (28 juin 2004 / niveau 1) :
     “Une erreur de manutention a conduit à poser un assemblage de combustible sur un autre assemblage, au niveau du panier de transfert entre le bâtiment-réacteur et le bâtiment combustible. (annexe 3 VI-B Inspections)”

suite:
     - Le second a eu lieu au rechargement (30 août 2004, niveau 1) : erreur de positionnement d'un assemblage
     Manifestement la prise en compte de la complexité des opérations chargement-déchargement reste insuffisante. 
     La mise en garde de la DSNR n'a pas suffi : les procédures de déchargement laissent à désirer et celles de rechargement aussi. Cette double erreur va être prise en compte dans le retour d'expérience pour l'ensemble du parc dans la mise en place de nouvelles consignes et d'une nouvelle organisation.
     Il est à noter que, pour les 2 incidents de manutention de combustible, on voit apparaître un mode commun : une insuffisance de transmission des données concernant l'état d'avancement des travaux et une mauvaise coordination entre le Bâtiment réacteur et celui des combustibles.
     La CLI doit pouvoir suivre ces problèmes et les analyser avec soin.

     • Procédure U5 (filtre à sable)
     Selon la description de la procédure U5 :
 “- décompression filtrée de l'enceinte de confinement en cas d'accident grave avec fusion du cœur,
     - protection des populations en cas de montée lente en pression dans l'enceinte de confinement suite à un tel accident par ;
     * limitation de la pression dans l'enceinte de confinement pour en conserver l'intégrité.
     * filtration des rejets effectués (préfiltre métallique + filtre à sable)”
     Il n'est donc pas envisagé d'utiliser cette procédure pour écrêter une montée rapide de pression dans l'enceinte en cas d'accident. Or l'installation des RAP n'est pas la garantie qu'il n'y aura pas d'explosion.
     En effet, en conditions “ Accidents Graves ”, il pourrait toujours être nécessaire de décomprimer l'enceinte pour ne pas atteindre ou même dépasser le seuil de ruine en cas d'explosion détonnante d'hydrogène dans une casemate mal ventilée. La ruine d'une telle zone pourrait affecter le fonctionnement d'installations indispensables au traitement de l'accident, voire conduire à une brèche dans l'enceinte de confinement. 
     Par ailleurs, nous avons pu constater que la taille des canalisations menant au filtre est trop faible pour pouvoir envisager de décomprimer dans un délai utile par rapport au risque d'explosion. Dans ces conditions ce filtre nous semble inefficace pour dégonfler une enceinte lors d'un accident du type de celui de à Three Mile Island et même pour d'autres séquences accidentelles.
     Comme par ailleurs EDF a renoncé à installer une mesure de la concentration hydrogène et se basera seulement sur des capteurs de pression (fin de mise en place prévue pour 2005), nous nous étonnons de l'autorisation d'une extension de la plage d'ouverture de 5 à 6 bar absolus car la raison invoquée d'augmenter le temps d'intervention est surprenante. 
     N'oublions pas que l'enceinte est testée seulement à 5,2 bar absolus et que la pression de ruine est estimée à 9 bar absolus. Alors pourquoi 6 bar? 
     Finalement à quoi sert ce filtre? Ne serait-il, comme l'avait déclaré dans les années 80, l'inspecteur général pour la sûreté nucléaire à EDF, Pierre Tanguy, qu'un argument médiatique?

     • Déchets
     Ce sujet va être rapidement à l'ordre du jour de la CLI. Nous avons pu visualiser l'aire d'entreposage et les conteneurs. Comme les autorisations de rejets d'effluents radioactifs et chimiques (gazeux, liquides et solides) vont être révisées, une enquête publique va se dérouler. Le site a déjà créé des zones pérennes comme le demandait la note DGSNR pour la fin 2004. (voir ci-dessous)

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     a -Extraits de la note DGSNR (Modification des échéances de mise en exploitation des aires d'entreposage de déchets très faiblement actifs à caractère pérenne dans certaines centrales nucléaires d'EDF –2004)
     “L'entreposage des déchets TFA des aires pérennes est aujourd'hui effectif dans les centrales nucléaires à l'exclusion de cinq sites pour lesquels Electricité de France a demandé, en accord avec l'Autorité de sûreté nucléaire, l'autorisation de modifier le périmètre INB afin d'y inclure les aires d'entreposages pérennes. Les délais de la procédure réglementaire d'instruction de ces demandes qui comporte une enquête publique et se conclut par un décret, conduisent à fixer une nouvelle échéance de mise en exploitation de ces aires. 
     Pour les sites de Belleville, Cruas, Golfech, Gravelines et Tricastin, la décision du 2 avril 2004, fixe l'échéance de mise en exploitation des aires pérennes à un mois après la publication au journal officiel du décret modifiant le périmètre INB pour l'entreposage des déchets TFA à haut potentiel calorifique et à trois mois après cette publication pour les autres déchets TFA. Dans l'intervalle, les prescriptions techniques d'exploitation imposées par la décision du 10 novembre 2000 pour les installations d'entreposage existantes continueront de s'appliquer”
     Par contre pour les rejets chimiques et radioactifs, la révision des autorisations permettra des progrès sensibles grâce à l'amélioration du suivi et à la révision à la baisse des limites de rejets autorisés. À ce sujet, voici des extraits de l'avis de la DSNR (pour l'avis complet, voir en Annexe 3)
     b -Extrait du rapport DSNR
     (Inspection n° INS-2004-EDFGOL-0008 des 25 et 26 mai 2004)
     “ En ce qui concerne les axes de progrès, il a été remarqué que les niveaux des différentes substances rejetées résultent essentiellement de valeurs calculées. En faisant exception des contrôles liées au traitement biocide et lors des rejets radioactifs des réservoirs “ KER ” (contrôles à mi-rejet), les inspecteurs ont relevé l'absence complète de mesures sur les effluents liquides rejetés aux stations multiparamètres de site et de Laspeyres. Ce point constituera un des axes de progrès du DARPE.
     Sur le plan des rejets de tritium, la stratégie menée jusqu'en 2000 de stockage de ce radioélément dans le fluide primaire aboutit depuis 3 ans et pour au moins 3 ans encore, à des niveaux de rejets tritiés proches de la limite annuelle autorisée.  		suite:
Dans le cadre de l'instruction du DARPE, ce point fera l'objet d'une attention particulière compte tenu de la stratégie retenue pour l'avenir de déconcentrer en continu le primaire et des possibilités d'utilisation des nouvelles gestions de combustible à haut taux de combustion conduisant à une production supplémentaire de tritium.” 
     EN GUISE DE CONCLUSION :
     Ce rapport ne s'applique qu'à Golfech 2 même si certains thèmes sont abordés de façon plus large et ne concernent pas seulement ce réacteur.
     Ci-après, nous donnons une liste qui peut s'étoffer, mais, au moins pour les points actuels de cette liste, un suivi de la CLI nous semble indispensable :
     La gestion des situations hors normes : tempête, froid extrême (moins de -15°C), chaleur excédant les 32°C, etc. a été prise en compte par le site mais des points sont encore à perfectionner. Quant aux inondations, la gestion du site en situation isolée est en cours de mise en place.
     La manutention des combustibles neufs et usagés et le changement de combustibles : Suite aux incidents au déchargement puis au rechargement, des améliorations sont manifestement indispensables. 
     Le risque séisme : le dossier n'est pas complètement figé même si le CNPE a entrepris le renforcement des points faibles.
     Le bilan des incidents et l'analyse de la composante radioprotection : l'analyse de la CLI pour être pertinente devra s'appuyer sur des comptes-rendus d'incidents plus étoffés que ce qu'elle reçoit actuellement.
     La création d'entreposage (stockage?) sur le site: C'est à suivre puisque le site a obtenu une prolongation de délai pour se mettre en conformité avec les recommandations de l'ASN (directives TFA).
     Le vieillissement de l'installation : remplacement de composants, suivi de l'enceinte et de son revêtement, évolution de la cuve (fluence, défauts, …) et radioprotection associée.

     Nous soulignons les très bons échanges que nous avons eu tant avec la DSNR que le CNPE de Golfech et le CAPE de Cap Ampère. 
     Notre rapport ne prétend pas à l'exhaustivité, mais donne un éclairage sur la visite décennale de Golfech2.

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