En 1989, le comité Stop-Nogent découvrait dans la Seine une pleine poignée de becquerels de Cobalt 58. Nos réflexions nous amenaient à craindre qu'un alliage à base de nickel utilisé dans le circuit du réacteur se corrode et se fissure, l'activation de ces particules dans le flux neutronique produisant le cobalt radioactif anormalement rejeté en rivière. Malgré les tergiversations d'EDF, la suite de l'histoire confirma complètement nos craintes.
Les réacteurs nucléaires ont été construits d'une façon qui se voulait très sûre, avec une norme statistique de risque d'accident de 1 par million de réacteurs et par an. Suite aux problèmes de corrosion de l'alliage qui ne touchaient à l'époque que les générateurs de vapeur, nous pouvions lire en 1989 dans un rapport de l'autorité de sûreté nucléaire du ministère de l'Industrie que le risque d'accident grave avait sérieusement augmenté. Il était alors estimé entre 1 pour 500 et 1 pour 10 000 par réacteur et par an. Début 1990, l'inspecteur général de sûreté nucléaire d'EDF écrivait dans son rapport annuel que " le risque d'un accident majeur dans les 20 ans à venir était de quelques pour cent ".
La situation ne s'est pas améliorée depuis; d'autres anomalies sont apparues, et les erreurs humaines dans le maniement de ces installations, parfois volontaires, sont en hausse évidente.
Dans cet article nous décrirons, autour des incidents intervenus sur le parc français en 1996, ainsi que des problèmes génériques, un échantillonnage panoramique des risques, afin que le lecteur puisse se forger une opinion sur la sortie du nucléaire. Faut-il avoir une vision réaliste de type économique qui vise à laisser les installations finir " naturellement " de vieillesse et remplacer ensuite par autre chose? Faut-il développer les énergies renouvelables et économiser l'énergie, afin de permettre de se passer du nucléaire dans un certain nombre de décennies, ou faut-il opter pour une sortie la plus rapide possible du nucléaire par une technologie de production immédiatement disponible et de réserves planétaires abondantes : le thermique classique au charbon? À chacun d'estimer la valeur de la vie, humaine, végétale, animale, et de la comparer aux valeurs du " réalisme économique ".
Le parc nucléaire vieillit, et vieillit mal. En plus des erreurs de conception, de plus en plus nombreuses à se manifester dans le temps, l'accumulation des sollicitations thermiques, mécaniques et neutronique, engendre une fragilisation des matériaux non prévue à la fabrication. L'exploitant est aujourd'hui contraint de faire face à des coûts de maintenance en large progression, non budgétisés au départ, alors qu'il envisage de faire durer ces installations jusqu'à 40 ans.
" Le nucléaire n'est plus compétitif. " Telle est la conclusion que l'on peut tirer à la lecture de la très officielle étude des "coûts de référence" publiée par le ministère de l'Industrie en avril dernier (1). Bien que l'on puisse objectivement douter que tous les éléments aient été pris en compte dans le calcul du coût officiel du kWh nucléaire, cette énergie a déjà officiellement perdu son avantage économique sur d'autres formes de production d'électricité thermique comme le cycle combiné au gaz, le charbon pulvérisé ou le charbon propre sur lit fluidisé. Or, nous vivons dans une économie libérale, internationale, ou règnent les règles de la concurrence.
Rendement et concurrence obligent, EDF défend ses intérêts en rognant sur les coûts et les durées de maintenance, en ne respectant pas les procédures, en surexploitant les personnels internes et intérimaires. Il en résulte une dégradation significative de la "culture de sûreté", voire des sabotages, entraînant une nette augmentation des incidents dans les centrales, principale critique citée dans le rapport annuel d'activité de la DSIN, l'autorité de sûreté. Cette instance a recensé en 1996 près de 500 incidents sur l'ensemble des installations nucléaires (+ 30% en un an), la plupart dans le parc EDF à eau pressurisée (55 réacteurs répartis sur 18 sites). Si 26% des incidents proviennent de défaillances du matériel, principalement dues au vieillissement, 74% des aléas sont issus d'erreurs humaines, de défauts d'organisation ou de surveillance, d'interventions mal préparées, de confusions, de négligences. 55% des incidents ont lieu en fonctionnement, 45% en arrêt de tranche. Pour le seul site de Chooz (Ardennes), les deux premiers réacteurs de 1450 MWe enfin 100% français, dont le premier a divergé (démarré) en juillet 1996, la DSIN à comptabilisé 25 incidents pour l'année écoulée.
Certaines réparations de grande importance pour la sûreté sont tellement lourdes, financièrement et technologiquement, qu'elles seront étalées sur plusieurs années, de quoi douter du pouvoir effectif de la DSIN qui laisse fonctionner des installations en situation de sûreté dégradée; l'arbitrage entre le risque potentiel d'une part, la disponibilité et la productivité d'autre part, tournant généralement à l'avantage d'arguments économiques de court terme.
L'exploitant joue aussi la carte des "coûts de combustible". EDF utilise de manière croissante un combustible plus enrichi en uranium fissile (2). Ce qui a pour conséquence un risque accru de perte de contrôle de réactivité, une déformation possible des assemblages de combustible pouvant entraver la manuvre des barres de contrôle.
L'estimation du risque d'accident grave, au début des programmes nucléaires, était de 1 par million de réacteurs et par an. Suite aux nombreuses anomalies génériques apparues depuis, l'on admet officiellement aujourd'hui un risque dix fois plus élevé. Mais ces études de risque probabiliste sont calculées par le lobby lui même, et fort éloigné de la réalité. Comme l'écrit B. Belbéoch dans une récente Gazette nucléaire, le nombre comptabilisé de ruptures de tubes de générateurs de vapeur dans le monde est 100 fois supérieur à celui prévu par les études probabilistes. Compte tenu du vieillissement du parc, de la dégradation de la qualité de travail, tant à EDF que chez les prestataires, estimer probable un accident grave en France paraît tout à fait réaliste.
Aussi insisterons-nous, une fois de plus, pour engager les mouvements antinucléaire et écologiste vers une sortie rapide, très rapide, du nucléaire. N'en déplaise aux vrais ou faux naïfs qui croient tout pouvoir attendre, patiemment, des énergies renouvelables, et ne redoutent rien tant que l'apocalypse de l'effet de serre : la seule façon raisonnable de sortir vite du nucléaire par une technologie disponible, abondante et d'un coût raisonnable est de recourir aux combustibles fossiles (les techniques du charbon propre existent).
L'accident nucléaire serait, lui, synonyme de perte de santé et de démocratie, d'effondrement social et économique de tout le pays; et ce ne sera pas dans la pénurie et le délabrement post-accidentel que l'on sortira du nucléaire : les moyens financiers ne seront plus disponibles.
Ci-après, l'état de sûreté de notre parc nucléaire, pour donner la mesure des risques du nucléaire au quotidien et bien faire comprendre pourquoi il faut en sortir au plus vite. Cet article est limité aux réacteurs à eau pressurisée et ne tient pas compte du risque tout aussi redoutable dans les autres installations nucléaires, les usines (La Hague, Tricastin, Cadarache, etc., que l'on a tendance à oublier), les réacteurs à neutrons rapides et autres installations militaires ou laboratoires de recherche. Il est suivi, sous forme d'un "tableau de chasse", de la liste des incidents les plus significatifs publiés par la DSIN en 1996 dans le 3614 MAGNUC (mise à jour hebdomadaire les vendredis, 0,37 F la minute et 0,13 F le soir).
Liste des "erreurs humaines" (non exhaustif)
Barres de contrôle du réacteur trop basses
En suivi de réseau, selon la consommation d'électricité, l'exploitant peut être amené à réduire fortement la puissance de fonctionnement des installations. Pour ce faire, il baisse les barres de contrôle, tout en les gardant à une hauteur suffisamment élevée permettant leur chute pour un arrêt d'urgence en cas de problème. Une baisse plus importante de puissance nécessite l'injection de bore neutrophage dans le circuit primaire. Pour remonter en puissance, une remontée des barres est rapide, alors qu'une purge de l'excédant de bore est plus lente, nécessite plus de travail et augmente la quantité d'effluents radioactifs à traiter. Par productivisme, l'exploitant a tendance à ne pas pratiquer la borication, se privant ainsi d'un moyen d'arrêt d'urgence. Fin 95, la DSIN estimait l'occurrence de cet "incident volontaire" à plus d'une centaine.
Dégradation des conditions de travail
La consommation d'électricité étant plus importante en hiver, les arrêts de tranche pour échange de combustible se pratiquent du printemps à l'automne. La maintenance, est pratiquée à plus de 80% par des prestataires et de préférence par ceux aux coûts les plus compétitifs. Le caractère saisonnier, les contraintes temporelles, la précarisation, pèsent lourdement sur les compétences et les impératifs de sûreté. Ajoutons à cela la détérioration des relations de travail, la démoralisation des travailleurs pouvant conduire à la consommation de drogues, voire au suicide. Il arrive que l'entreprise sous-traitante commette elle-même les infractions pour réaliser quelques gains financier (falsification de radiographies de soudures défectueuses, Dampierre 1993). Par le vieillissement, des particules abrasées (notamment le cobalt) puis activées par le flux neutronique contaminent les circuits, exposant le personnel à des niveaux de rayonnement importants; on tend de ce fait à réduire la durée des opérations. Pour couronner le tout, on observe un manque évident de contrôle par EDF du travail réalisé par les prestataires. A EDF même, l'ambiance de travail est exécrable. Les sanctions, le muselage syndical, font que les réactions se manifestent de plus en plus clandestinement. Quelques actes de malveillance, de sabotages (Blayais, Paluel) ont même été constatés sans que les auteurs en soient officiellement connus.
Egalement
Vannes d'isolement des tuyauteries traversant l'enceinte de confinement détectées ouvertes sur 24 réacteurs en 96. Obturation des prises d'eau de refroidissement par des déchets flottants en rivière ou en mer (Gravelines 1 récemment, les deux circuits redondants en même temps). Baisse de niveau d'eau dans le réacteur lors d'opérations de maintenance (plage de travail basse réacteur à l'arrêt Bugey janvier 94).
Mais aussi
Absence de possibilité de contrôle de l'autorité de sûreté sur les circuits non nucléaires des centrales; zones identifiées par l'autorité de sûreté ne faisant l'objet d'aucun contrôle; non prise en compte du retour d'expérience par l'exploitant qui répète les mêmes erreurs, initiant les mêmes incidents; dissimulation par l'exploitant de certains incidents, défauts de réalisation de contrôles périodiques, dépassement des paramètres autorisés, non respect des procédures, vannes ouvertes alors qu'elles devraient être fermées, ou inversement (en particulier sur les circuits d'injection de sécurité d'eau borée, l'extincteur nucléaire), confusion entre les commandes de deux réacteurs, etc. (voir ci-après la liste des incidents en 1996).
Anomalies génériques et vieillissement des matériaux (non exhaustif)
Réacteurs 900 MWe et 1300 MWe
Fissuration des brides des barrières thermiques de pompes primaires
Cette anomalie générique est actuellement la plus importante et potentiellement la plus dangereuse. L'eau du circuit primaire, à 155 bars et plus de 300 °C, circule au travers du coeur du réacteur et des tubes en "U" des générateurs de vapeurs poussée par de puissantes pompes d'un débit de plus de 6 m3/s; trois pompes sur le parc 900 MW, quatre sur les 1300 MW. Le moteur de chaque pompe et le joint d'étanchéité sont protégés du flux de chaleur d'eau primaire du corps de la pompe (roue et volute) par une barrière thermique métallique traversée par un serpentin alimenté en eau froide par le circuit de refroidissement intermédiaire. Les brides de fixation de ces barrières thermiques se fissurent depuis 1990 sur le parc 900 MWe sous l'effet de contraintes thermiques et mécaniques. Certains défauts ont atteint 16 mm de profondeur. La presque totalité de ce parc est touchée, et de léger défauts commencent à apparaître sur le parc 1300 MWe. Cette situation pourrait entraîner une rupture d'une partie de la bride à l'intérieur de la barrière thermique avec risque de migration de débris et de rupture du serpentin du circuit RRI, induisant une entrée de fluide primaire haute pression dans ce circuit qui n'est pas dimensionné pour cela. Il en résulterait une perte de réfrigérant primaire : c'est à dire l'accident majeur. La zone étant peu accessible, le contrôle de l'état des brides est irréalisable, sauf démontage complet pour vérification dans un atelier spécialisé (Somanu, dans le Nord de la France). Ces pièces ne sont plus approvisionnées, il faut donc en reprendre la fabrication. EDF dispose de 5 ans à compter de 1997 pour remplacer toutes ces brides. En attendant, l'exploitant doit se fier au contrôle d'une éventuelle montée de radioactivité dans le circuit RRI (refroidissement intermédiaire) contaminé par le circuit primaire par une fuite interne d'une pompe.
Réacteurs 900 MWe
Dégradation des plaques entretoises des générateurs de vapeur
Ces plaques servent au maintien des 3000 tubes de GV. Non maintenus, les vibrations risquent d'engendrer des ruptures de ces tubes et de provoquer des rejets atmosphériques d'eau primaire radioactive, ainsi qu'une perturbation du refroidissement du réacteur et accident majeur au delà de deux tubes rompus. Déjà dégradés pour cause de corrosion et de fissuration sous contrainte de l'alliage Inconel 600 qui compose ces tubes, tous les générateurs de vapeur devront être changés au rythme de trois tranches par an. En attendant, une surveillance accrue est nécessaire.
Réacteur de 900 MWe
Dégradation des barres de précontrainte des butées latérales antisismiques du puits de cuve
Décelée en mai 96 sur Chinon 1, à l'occasion de l'arrêt pour visite partielle et rechargement en combustible du réacteur B1 de Chinon, cette anomalie générique concerne 24 réacteurs du parc 900 MWe. Ce dispositif a pour but de reprendre les efforts horizontaux qui pourraient être générés lors d'un séisme et de protéger ainsi la cuve du réacteur. Espérons que l'ensemble de ces butées du parc 900 MWe pourra être repris avant que ne survienne un séisme.
Réacteurs 1300 MWe
Mauvais fonctionnement ou blocage des grappes de commande du coeur.
8 incidents en un an (sites de Belleville, Paluel, Cattenom, Flamanville, Golfech, Nogent-sur-Seine et Saint-Alban). 5 sont dus à une rupture d'une vis du mécanisme de commande, 2 à une éventuelle déformation des assemblages de combustible, la dernière reste de cause inconnue. D'autres anomalies affectant les grappes et se traduisant par des déplacements incontrôlés de celles-ci (chutes partielles ou déplacements insuffisants lors de manuvres). Des anomalies de même type, mais provenant de problèmes techniques différents, étaient également apparues en Corée, sur la centrale de Kori en 1994 et à Daya-Bay en Chine (réacteurs français), ainsi qu'à Chooz, réacteur de 1450 MWe.
Mais aussi, pêle-mêle
Déformation des assemblages de combustible; vieillissement des matériaux, accumulation des sollicitations entraînant des dégradations non prévues à la conception ou à la fabrication; corrosion de certains alliages, principalement l'Inconel 600; fragilisation de la cuve par le flux neutronique, modification de la température de transition dite "ductile-fragile", en particulier sur les zones soudées, avec risque de rupture de la cuve en cas de refroidissement brutal (arrêt d'urgence par exemple); coudes moulés des tuyauteries primaires fragilisés; risques accrus par l'utilisation de combustibles de plus en plus enrichis (bientôt 4% d'U 235 dans les 1300 MWe), ou le mox; objets errants dans le circuit primaire; fragilisation de la liaison bimétallique qui relie le pressuriseur au circuit primaire; fragilisation thermique des éléments moulés austéno-ferritiques (coudes des tuyauteries primaires, piquages d'instrumentations, volutes des pompes primaires, pièces de robinetterie); fissuration des buses de soupapes des générateurs de vapeur; défauts de fabrication non encore résolus; fuites diverses; risque d'éjection d'une grappe de commande en marche, induisant une augmentation brutale de réactivité; perte de refroidissement du circuit primaire; rupture de tubes de générateur de vapeur. Le système de prévention d'explosion par recombinaison catalytique d'hydrogène peut avoir l'effet inverse. Les moyen de dépression du circuit à moins de 20 bar pour permettre la mise en uvre des moyens d'ultimes secours peuvent ne pas fonctionner, etc.
1) Les Américains, les Allemands, les Anglais, etc., s'en sont aperçus depuis longtemps (cf. Courrier International du 18 au 24/1/96, reprenant un article de The Economist, que nous avions mentionné dans notre bulletin n° 71.
2) Sur le parc 900 MWe, le taux d'enrichissement du combustible est passé à 3,7 % d'uranium fissile changé par quart de coeur par an (au lieu de 3,1 % par tiers de cur), 4 % échangé par tiers de coeur tous les 18 mois sur le parc 1300 MWe (au lieu de 3,1 % tiers de coeur par an).
Listes des incidents les plus significatifs en 1996 dans le parc EDF des 55 réacteurs à eau pressurisée
Réacteurs Dates Incidents
900 MWe
Blayais 2 14/4 Indisponibilité simultanée des pompes d'injection de sécurité basse pression et des vannes amont et aval du réservoir d'injection de bore.
Bugey 2 (13/7) Indisponibilité d'une pompe du circuit d'injection de sécurité.
Bugey 3 (14/2) Corrosion localisée sur le couvercle du réacteur.
Bugey 4 (16/1) Incendie du transformateur principal d'évacuation de l'énergie.
Bugey 4 (5/5) Mauvais réglage d'un robinet d'isolement du réacteur.
Bugey 5 (26/5) Réglage erroné d'un seuil d'alarme associée aux chaînes "sources" destinée à signaler une évolution anormale du flux de neutrons.
Bugey 5 (14/6) Fuite d'eau contaminée hors de la zone contrôlée du réacteur.
Chinon 1 (11/4) Dépose de la cloison séparant les deux compartiments de la piscine du réacteur, alors que la vanne de transfert vers la piscine du bâtiment combustible était restée ouverte.
Chinon 1 à 4 (12/12) Défaut de réalisation de contrôles périodiques sur les réacteur.
Chinon 2 (5/6) Indisponibilité de l'alarme de niveau bas de la piscine de stockage de combustible lors d'un arrêt de réfrigération.
Chinon 2 (8/7) Interruption momentanée de la réfrigération de la piscine de stockage du combustible du réacteur
Chinon 2 (?/7) Dépassement de la limite réglementaire d'exposition au rayonnement ionisant d'un travailleur lors de l'arrêt de tranche.
Chinon 3 (22/11) Dépassement de la durée autorisée de prolongation de fonctionnement à puissance réduite du réacteur.
Chinon 4 (21/8) Divergence réalisée alors que deux groupes de grappes de régulation se trouvaient dans une position non conforme.
Chinon? (20/7) Maintien des grappes de commandes à un niveau d'insertion inférieur à la limite autorisée.
Cruas 1 (9/1) Surinsertion de grappes de commande.
Cruas 2 (17/1) Non-respect de la répartition du flux neutronique dans le cur.
Cruas 3 (17/2) Vanne du circuit d'injection de sécurité laissée ouverte après un essai périodique.
Cruas 3 (20/3) Indisponibilité du circuit d'appoint en eau borée du réacteur.
Cruas 3 (4/11) Surinsertion de grappes de commande sur le réacteur.
Cruas 4 (9/10) Défaut de réalisation d'un contrôle périodique sur le déclenchement des chaufferettes de secours du réservoir de stockage de bore.
Dampierre 1 (13/11) Position anormale au dessus de la cuve du pont polaire dans l'enceinte du réacteur en fonctionnement.
Dampierre 1 (14/12) Fuite sur une tuyauterie reliant le circuit d'injection de sécurité au circuit primaire de l'installation.
Dampierre 1 et 3 (été) Chloration préventive de deux circuits de refroidissement durant les mois d'été afin d'empêcher le développement de micro-organismes, notamment celui des amibes, dans ces circuits et les rejets en Loire.
Dampierre 3 (24/9) Défaut électrique du système d'alerte en cas d'urgence sur le réacteur.
Dampierre? (2/7) Non-respect de la conduite à tenir en phase de plage de travail basse du circuit de réfrigération du réacteur à l'arrêt.
Dampierre site (6/6) Contamination d'un puits de surveillance de la nappe d'eau captive du site par du tritium.
Dampierre site (12/11) Détection de particules contaminées dans une benne de déchets lors du contrôle effectué à la sortie du site.
Fessenheim 1 (14/5) Mauvais réglage de paramètres de mesure de la puissance du cur.
Fessenheim 1 (17/7) Découverte de protections en vinyle obturant le filtre des deux voies du circuit de recirculation en cas de brèche du circuit primaire.
Fessenheim 1 (8/12) Vanne d'appoint du réacteur en eau borée trouvée ouverte alors qu'elle aurait due être fermée depuis un mois.
Gravelines 1 (21/2) Indisponibilité des deux lignes du circuit d'eau brute secourue assurant le refroidissement de tous les circuits et matériels importants pour la sûreté du réacteur; colmatage par détritus lors de fortes marées.
Gravelines 2 (25/10) Perte de la réfrigération de la piscine du bâtiment combustible.
Gravelines 3 (3/5) Indisponibilité de la réserve d'eau à haute concentration de bore en raison de la confusion entre le réacteur 3 et le réacteur 4.
Gravelines 4 (22/12) Blocage d'une grappe de commande.
Gravelines 4 (20/4) Arrêt de la réfrigération de la piscine du bâtiment combustible à la suite d'une erreur humaine.
Gravelines 4 (7/6) Surinsertion de grappes de commande.
Gravelines 5 (7/12) Dépassement de la vitesse de la montée en puissance du réacteur.
Gravelines 6 (24/2) Indisponibilité de la turbopompe d'un système de sauvegarde.
Gravelines 6 (29/6) Dépassement de la vitesse de la montée en puissance du réacteur.
St-Laurent 1 (?/?) Incidents sur le circuit d'injection de sécurité. Une fuite, stoppée par la fermeture d'une vanne, a entraîné une baisse de niveau du réservoir d'acide borique concentré.
St-Laurent 2 (18/5) Rejet incontrôlé de 100 litres d'eau borée contaminée.
Tricastin 1 (22/11) Indisponibilité du circuit d'appoint en eau borée.
Tricastin 1 (4/10) Chute d'un objet au fond de la piscine de stockage du combustible du réacteur.
Tricastin 2 (23/2) Indisponibilité du circuit d'appoint en eau borée.
Tricastin 3 (13/8) Décalage du diagramme de pilotage du réacteur.
Tricastin 3 (23/9) Rupture d'un disque de protection du réservoir de décharge du pressuriseur du réacteur.
Tricastin 3 et 4 (26/4) Réalisation incomplète des essais périodiques relatifs au système d'injection de sécurité.
Tricastin 4 (12/2) Indisponibilité de la protection incendie sur le réacteur.
Tricastin 4 (12/2) Vidange mal contrôlée du circuit primaire, une vanne ayant été laissée ouverte.
Tricastin 4 (16/3) Arrêt automatique du réacteur en phase de démarrage après une erreur de manuvre de grappes de contrôle.
Tricastin? (18/7) Desserrage d'un écrou assurant la liaison entre le moteur et une pompe d'injection de sécurité haute pression, vibrations anormales.
Tricastin site (13/2) Rejet intempestif de liquides faiblement contaminés.
1300 MWe
Belleville 1 (4/1) Arrêt automatique du réacteur après l'interruption de l'alimentation électrique des mécanismes de grappes, à la suite d'une erreur humaine
Belleville 1 (6/4) Blocage d'une grappe de commande lors d'un arrêt automatique provoqué par une erreur d'insertion de grappe au cours d'un essai périodique du réacteur.
Belleville 1 (8/11) Procédure d'essai non conforme aux spécifications techniques sur le réacteur.
Belleville 1 (21/11) Dépose de la cloison séparant les deux compartiments de la piscine du réacteur 1, alors que la vanne de transfert vers la piscine du bâtiment combustible était restée ouverte.
Belleville 1 (26/11) Indisponibilité du boremètre sur le réacteur à l'arrêt pour rechargement.
Belleville 1-2 (13/6) Non-vérification des temps d'ouverture de vannes lors des essais bimestriels.
Belleville 2 (7/9) Arrêt automatique du réacteur provoqué par la chute intempestive d'une grappe de commande.
Cattenom 1 (22/8) Blocage pendant 2 h 50 d'une alarme requise sur le réacteur.
Cattenom 2 (1/2) Non-respect de la conduite à tenir lors d'insertions excessives de grappes de commande du réacteur.
Cattenom 3 (3/10) Accident du travail mortel lors de travaux de maintenance sur le réacteur (fuite d'eau bouillante).
Cattenom 3 (4/11) Montée en puissance trop rapide du réacteur.
Cattenom 3-4 (7/11) Mauvais réglage d'un nouveau système de protection sur les réacteurs.
Cattenom 4 (11/2) Perte partielle d'alimentation électrique lors d'un essai périodique sur le réacteur.
Cattenom 4 (11/4) Procédure inadéquate volontaire ayant engendré une indisponibilité du circuit de contournement de la turbine.
Cattenom 4 (19/5) Découverte d'un morceau de plastique dans le puisard d'une des deux voies du circuit de recirculation.
Cattenom 4 (14/6) Blocage d'une alarme requise pour réaliser une intervention de maintenance sur le réacteur.
Flamanville 2 (19/9) Interruption de la ventilation du bâtiment des auxiliaires nucléaires, incompatible avec les manipulations de grappes en cours dans le bâtiment combustible.
Golfech 1 (9/11) Blocage en position fermée d'une vanne du circuit d'injection de sécurité sur le réacteur.
Golfech 2 (15/2) Surinsertion d'un groupe de grappes de contrôle lors du redémarrage du réacteur.
Nogent 1 (1/1) Indisponibilités successives des groupes diesel électrogènes de secours.
Nogent 1 (6/2) Accident du travail dans le bâtiment de stockage du combustible du réacteur (chute d'un intervenant intérimaire après rupture d'un câble de nacelle).
Nogent 1 (21/1) Modification erronée de paramètres du système de protection du réacteur.
Nogent 1 (15/2) Sortie du domaine autorisé de fonctionnement en pression et température du réacteur.
Nogent 1 (23/3) Superposition intempestive de deux assemblages combustibles au cours du rechargement du réacteur.
Paluel 1 (24/10) Défaillance du système de ventilation du bâtiment combustible du réacteur.
Paluel 3 (15/1) Cumul d'indisponibilités de matériels importants pour la sûreté.
Paluel 4 (17/5) Démarrage intempestif de l'injection de sécurité probablement à la suite d'un acte de malveillance.
Paluel 4 (21/5) Démarrage intempestif de l'injection de sécurité probablement à la suite d'un acte de malveillance.
Penly 2 26/12 Débit d'air à la cheminée du bâtiment des auxiliaires nucléaires inférieur au niveau requis pendant une durée supérieure à une heure.
St-Alban 1 (20/2) Refroidissement excessif du local contenant les réservoirs d'acide borique.
St-Alban 1 (12/6) Non respect de la conduite à tenir en cas d'indisponibilité d'un appareil de mesure utilisé pour le contrôle de la réactivité sur le réacteur.
St-Alban 1 (12/7) Indisponibilité du circuit d'appoint en eau borée du réacteur.
St-Alban 1 (18/7) Ouverture d'une soupape de protection du circuit primaire.
St-Alban 1 et 2 (20/11) Blocage en position ouverte des vannes du circuit de refroidissement intermédiaire.
St-Alban 2 (19/3) Indisponibilité de deux systèmes de ventilation.
St-Alban 2 (4/12) Connexion d'un circuit d'eau non borée au circuit primaire, réacteur à l'arrêt.
St-Alban 2 (20/10) Connexion d'un circuit d'eau non borée au circuit primaire, réacteur à l'arrêt.
St-Alban 2 (28/11) Indisponibilité d'un appareil de mesure utilisé pour le contrôle de la réactivité
1450 MWe
Chooz 1 (4/7) Mise en service involontaire du circuit d'aspersion dans l'enceinte du réacteur.
Chooz 1 (16/9) Arrêt automatique du réacteur B1 provoqué par la diminution de l'alimentation en eau des générateurs de vapeur lors de tests non appropriés dans l'état considéré du réacteur.
Chooz 1 (10/11) Arrêt du réacteur consécutif à un débit excessif de circulation du fluide primaire.
Chooz 1 (4/12) Dépassement du débit maximal autorisé de rejet d'effluents radioactifs liquides.