CSQ - A3710 RST 203 ind D.pdf

COMPLEMENT SURETE QUALITE
A3710 RST 203 ind D
Mise à jour indices 2022-2023 (octobre 2022)

Complément Sûreté Qualité
Documentation stagiaires CSQ - A3710 RST 203 ind D Page 2 / 32

SOMMAIRE
POURQUOI CE DOCUMENT ?................................................................................................................. 5
EMPLOI DU TEMPS DE LA FORMATION INITIALE ................................................................................. 5
EMPLOI DU TEMPS DE LA FORMATION RECYCLAGE............................................................................ 5
1. LE SENS DES REGLES ..................................................................................................................... 6
2. Préambule (rappel SCN1) ............................................................................................................. 8
2.1.Non Qualité de Maintenance.............................................................................................. 8
2.2.Politique générale de la DPN .............................................................................................. 9
2.3.Irrégularité ......................................................................................................................... 10
3. APPROPRIATION DE L’ACTIVITE PAR L’INTERVENANT POUR LA MAITRISE DES ARRETS de
TRANCHE ...................................................................................................................................................... 12
3.1.Identifier les grandes étapes techniques d’un arrêt de tranche.................................... 12
3.2.Identifier les 3 rôles des STE ............................................................................................. 12
3.3.Citer dans l’organisation d’un arrêt de tranche les 2 principaux interlocuteurs EDF pour un
intervenant ............................................................................................................................... 13
3.4.Citer la conduite à tenir en cas de dérive d’une activité sur le chemin critique d’un arrêt de
tranche...................................................................................................................................... 13
3.5.Identifier l’importance de la phase d’appropriation du dossier d’intervention pour la réussite
de l’activité pour l’intervenant................................................................................................ 14
4. APPROPRIATION DE L’ACTIVITE PAR L’INTERVENANT POUR LA MAITRISE DE LA SURETE
NUCLEAIRE.................................................................................................................................................... 14
4.1.Identifier la réaction de fission de l’uranium 235 ........................................................... 14
4.2.Identifier le principe de protection des intérêts ............................................................. 15
4.3.Identifier la définition de la sûreté nucléaire .................................................................. 15
4.4.Identifier la notion d’Elément Important pour la Protection des Intérêts vis-à-vis du risque
radiologique (EIPS) ................................................................................................................... 15
4.5.Identifier la notion d’Activité Importante pour la Protection des intérêts (AIP).......... 16
4.6.Citer les 3 barrières de sûreté........................................................................................... 16
4.7.Citer les 4 fonctions de sûreté à assurer dans le cadre de la démonstration de protection des
intérêts...................................................................................................................................... 17
4.8.Identifier le principe de défense en profondeur............................................................. 17
4.9.Définir la notion de critère de défaillance unique et ses parades ................................. 18
4.10. Définir la notion de défaillance de mode commun et ses parades........................ 18
4.11. Identifier le lien entre le risque FME et la sûreté nucléaire.................................... 19
4.12. Identifier le risque sûreté lié à l’utilisation de DMP, MTI, DDC .............................. 19
4.13. Identifier le rôle des 2 types de requalification lors d’une intervention de maintenance
20
4.14. Distinguer les caractéristiques du contrôle technique............................................ 20
4.15. Citer le rôle du Document de Suivi de l’Intervention et des points de notification apposés
sur celui-ci................................................................................................................................. 21

4.16. Identifier l’objectif de l’Analyse des Risques et le rôle de l’intervenant par rapport à celle-
ci 21
4.17. Identifier le but de la qualification et les exigences associées à chaque profil..... 22
4.18. Identifier le principe de pérennité de la qualification............................................. 23
4.19. Identifier, lors d’une opération sur un matériel qualifié, au moins 3 actions ou situations
ayant un impact sur sa qualification....................................................................................... 23
4.20. Définir la notion de séisme évènement ................................................................... 24
4.21. Identifier les risques Séisme-Evénement sur un chantier....................................... 24
4.22. Identifier les familles de matériels concernés par la qualification......................... 26
4.23. Identifier dans les documents d’intervention le risque lié à une intervention sur du
matériel qualifié ....................................................................................................................... 26
5. ROLE DE L’INTERVENANT POUR LA PROGRESSION DE LA SURETE NUCLEAIRE...................... 26
6. VALIDATION DES ACQUIS THEORIQUES.................................................................................... 28
6.1.Déroulement de la validation des acquis théoriques ..................................................... 28
6.2.Critères de réussite............................................................................................................ 28
6.3.Consignes d’utilisation des tablettes................................................................................ 28
6.4.Que faire en cas de problème technique......................................................................... 29

POURQUOI CE DOCUMENT ?
Ce document est une aide à l’apprentissage pendant toute la durée de la formation. Il reprend les
messages clefs de la formation, dans le même ordre que son déroulé et en précisant les objectifs à
atteindre.
Il ne garantit pas à lui seul la réussite de la formation !
Il vous faudra prendre des notes, pour vous souvenir avec vos mots.
Vous pourrez également consulter :
 Le Guide National de l’Intervenant qui contient des informations valables
pour tous les Centres Nucléaires de Production d’Électricité (CNPE).
Disponible ou sur
 Le Recueil de Prescriptions au Personnel qui lui reprend toutes les règles à
mettre en œuvre pour garantir votre propre sécurité, celle des autres et celle de l’installation.
EMPLOI DU TEMPS DE LA FORMATION INITIALE
EMPLOI DU TEMPS DE LA FORMATION RECYCLAGE

1. LE SENS DES REGLES

2. Préambule (rappel SCN1)
2.1. Non Qualité de Maintenance
NQM = Evènement, ayant eu un impact sur la sûreté ou la production, généré par une personne qui
fait un geste inapproprié dans la préparation ou la réalisation d’une activité.
Pour les Non Qualités importantes (ESS ou Pertes de production), l’analyse des causes principales
montre que :
1. Les défauts de comportement ou de rigueur des intervenants sont cités dans 45% des
événements (51/113) et arrivent largement en tête (défaut d'adhérence aux procédures,
Manque d'attitude interrogative, Non-respect de référentiels ou de règles, Excès de confiance
en soi)
2. Les défauts de documents sont des facteurs à l’origine des NQ dans 30% des cas (Document
incomplet, absent ou indisponible, Analyse de risques défaillante, Défaut de préparation du
dossier, Document difficile d'utilisation, Défaut de conception du dossier d'intervention, Erreur
dans le document, Défaut d'intégration du REX)

3. Les défauts de compétences au sens large arrivent en 3ème position des causes (27% des
situations)
Manque de maitrise des règles de l'art, Formation ou compagnonnage insuffisant, Défaut de
connaissances théoriques, Manque d'appropriation de l'activité par les intervenants, Manque
d'analyse d'impact des situations de travail.
4. Les défauts d’organisation sont également des facteurs « favorisant » les NQ dans 22% des
cas :
Règles ou organisation inadaptées ou mal accompagnées, Défaut de planification, Défaut de
coordination entre acteurs, Défaillance d’un contrôlé ‘autre que CT).
2.2. Politique générale de la DPN
Politique
Commune
DPNT-
DIPNN
de protection
des intérêts
Politique en
Matière de
Protection des
Intérêts
des INB

2.3. Irrégularité
Comment lu�er contre l’irrégularité ?
Je respecte scrupuleusement les exigences, procédures, gammes et
modes opératoires,
J’applique les 5 principes de la PMPI au quo�dien,
Je met en œuvre la culture sûreté (a�tude interroga�ve, démarche
prudente et rigoureuse et communica�on eﬃcace),
Je fais preuve de transparence et alerte ma hiérarchie et mon donneur
d’ordre en cas de non-conformité ou d’anomalie.

3. APPROPRIATION DE L’ACTIVITE PAR L’INTERVENANT POUR LA MAITRISE DES ARRETS de
TRANCHE
3.1. Identifier les grandes étapes techniques d’un arrêt de tranche
Un arrêt de tranche est réalisé selon un cycle bien précis afin de :
 Remplacer le combustible usagé
 Effectuer la maintenance règlementaire
 Effectuer la maintenance préventive (éviter que la défaillance ne se produise)
 Effectuer la maintenance corrective (la défaillance s’est produite)
Il existe 3 types d’arrêts de tranche, à savoir :
 Arrêt pour Simple Rechargement (ASR)
 Visite Partielle (VP)
 Visite Décennale (VD)
Les grandes étapes techniques sont les suivantes :
 Refroidir et dépressuriser l’eau du circuit primaire
 Baisser le niveau d’eau dans le circuit primaire
 Ouvrir la cuve
 Décharger le combustible
 Recharger le combustible
 Refermer la cuve
 Remplir le circuit primaire
 Chauffer et pressuriser l’eau du circuit primaire
3.2. Identifier les 3 rôles des STE
Les Spécifications Techniques d’Exploitation (STE) sont considérés comme le code de la route de
l’exploitant. Elles ont 3 rôles, à savoir :
- Fixer les limites du fonctionnement normal de l’installation (domaine d’exploitation)
- Définir les systèmes et matériels requis pour assurer les fonctions de sûreté
- Donner la conduite à tenir en cas de dépassement des limites ou d’indisponibilité de matériel
requis

3.3. Citer dans l’organisation d’un arrêt de tranche les 2 principaux interlocuteurs EDF
pour un intervenant
3.4. Citer la conduite à tenir en cas de dérive d’une activité sur le chemin critique d’un
arrêt de tranche
Qu’est-ce que le chemin critique ?
Qui prévenir en cas de retard sur le chemin critique ?
Le Chemin Critique est l’ensemble des opérations successives qui
conditionnent le délai global d’un Arrêt de Tranche
Un retard sur une activité du chemin critique occasionnera un risque de
prolongation de l’arrêt de tranche.

3.5. Identifier l’importance de la phase d’appropriation du dossier d’intervention pour
la réussite de l’activité pour l’intervenant
4. APPROPRIATION DE L’ACTIVITE PAR L’INTERVENANT POUR LA MAITRISE DE LA SURETE
NUCLEAIRE
4.1. Identifier la réaction de fission de l’uranium 235
La phase d’appropriation du dossier est essentielle pour la réussite de l’activité. Elle permet aux
intervenants d’être sereins et confiants, tout en maîtrisant la qualité.
A l’aide d’une bonne préparation, l’équipe sera prête à détecter toute non-conformité éventuelle,
à maîtriser tous les risques du chantier….

4.2. Identifier le principe de protection des intérêts
4.3. Identifier la définition de la sûreté nucléaire
Garantir la protection des intérêts contre l’ensemble des inconvénients ou des risques (radiologiques
ou non) que peuvent présenter les Installations Nucléaires de Bases (INB).
La sûreté nucléaire est le moyen de protéger les intérêts.
4.4. Identifier la notion d’Elément Important pour la Protection des Intérêts vis-à-vis du
risque radiologique (EIPS)
Un EIP est « une structure, un équipement, système, matériel, composant ou logiciel présent dans
une INB ou placé sous la responsabilité de l’exploitant assurant une fonction nécessaire à la
démonstration de protection des intérêts ou contrôlant que cette fonction soit assurée. »
Les Eléments Importants pour la Protection des Intérêts contre les risques radiologiques sont appelés
EIPS car ils assurent les fonctions de Sûreté.
La sûreté nucléaire est l’ensemble des dispositions techniques et des mesures d’organisation*
prises en vue de prévenir les accidents ou d’en limiter les effets.
*à toutes les phases de vie d’une INB (conception, construction, fonctionnement, démantèlement et transport de substances
radioactives)
Quelle est la définition de la sûreté nucléaire ?
Quel est l’objectif de la sûreté nucléaire ?

4.5. Identifier la notion d’Activité Importante pour la Protection des intérêts (AIP)
Une activité est AIP si elle participe à la démonstration de la protection des intérêts ET si une erreur
conduit au non-respect de cette démonstration (sans rattrapage possible par l’activité suivante).
4.6. Citer les 3 barrières de sûreté

4.7. Citer les 4 fonctions de sûreté à assurer dans le cadre de la démonstration de
protection des intérêts
4.8. Identifier le principe de défense en profondeur

4.9. Définir la notion de critère de défaillance unique et ses parades
4.10. Définir la notion de défaillance de mode commun et ses parades
Les systèmes qui assurent les fonctions de sureté et leurs systèmes supports
doivent assurer leur fonction en cas de défaillance de l’un des composants.

4.11. Identifier le lien entre le risque FME et la sûreté nucléaire
Les Non Qualité de Maintenance et d’Exploitation (NQME) peuvent entraîner des conséquences sur la
sûreté, la sécurité, la disponibilité des tranches.
L’un de ces risques est appelé FME et doit être géré par tous les intervenants.
Les risques touchent tous les domaines notamment :
- La sûreté : dégradation d’assemblages de combustibles, rupture tubes GV, indisponibilité de
matériels de sauvegarde
- La radioprotection : transformation de ce corps étranger en corps irradiant dangereux
- La Disponibilité : détérioration d’un appareil nécessaire à la production (alternateur…)
4.12. Identifier le risque sûreté lié à l’utilisation de DMP, MTI, DDC
FME = Exclusion des Corps ou Produits Étrangers
M E
Material = Matériel / Matière
Exclusion = Exclusion
F
La "DMP" est une Disposition et un
Moyen Particulier, de courte durée,
autorisé dans un état de tranche ou
d'un circuit déterminé.
On doit le retirer quand on change
d’état
La "MTI" est une Modification
Temporaire de l'Installation
autorisée dans tout état de tranche ou
de circuit, sur une durée plus longue,
devant être limitée dans le temps et
justifiée.
Foreign = Etranger

Une modification temporaire peut être considérée comme un Dispositif De Chantier (DDC) si elle
répond aux 5 critères suivants :
- Activité de maintenance
- Sous couvert d’une mise sous régime
- Ne reste pas en place après l’activité
- Pose et dépose gérées dans le dossier d’intervention
- Une requalification intrinsèque et fonctionnelle
4.13. Identifier le rôle des 2 types de requalification lors d’une intervention de
maintenance
Requalifier, c’est s’assurer par le biais de contrôles de critères spécifiques que le matériel conserve
les performances (en conditions normales) qu’il avait avant l’intervention de maintenance (si le
matériel est EIPS, la requalification est obligatoire).
4.14. Distinguer les caractéristiques du contrôle technique
- Pourquoi : conformité aux exigences
- Comment : parade AdR
- Qui : personne désignée, habilitée HN2, différente de celle ayant fait le geste
- Quand : après le geste technique (sauf exceptions)
- Comment faire : phases du DSI + procédure de contrôle

4.15. Citer le rôle du Document de Suivi de l’Intervention et des points de notification
apposés sur celui-ci
- Prévoir l’exécution de l’intervention de maintenance, les phases de CT et les points de
notification
- Faire le lien entre l’Analyse de Risques (AdR) et les opérations de contrôle technique prévues
dans le DSI.
- Assurer la traçabilité
- Vérifier la conformité aux exigences de la réalisation de l’intervention
Le DSI évolue au fur et à mesure des 3 phases d’intervention.
4.16. Identifier l’objectif de l’Analyse des Risques et le rôle de l’intervenant par
rapport à celle-ci
AdR
Décider
Informer
Capitaliser
Attitude
interrogative
Démarche
rigoureuse et
prudente
Communication
efficace
Analyse de risques
S’interroger sur les risques
avant d’agir, sur l’utilité et
l’efficacité des parades
Application d’une
méthodologie
Communication dans l’équipe,
traçabilité et capitalisation
 L’analyse de risques est l’un des principaux leviers de la culture
sûreté !

4.17. Identifier le but de la qualification et les exigences associées à chaque profil
K2
K3
K3
K3 K3
K1

4.18. Identifier le principe de pérennité de la qualification
4.19. Identifier, lors d’une opération sur un matériel qualifié, au moins 3 actions ou
situations ayant un impact sur sa qualification

4.20. Définir la notion de séisme évènement
L’utilisation d’équipements provisoires, de matériels, les activités d’exploitation peuvent générer un
« agresseur » potentiel pour un EIPS qualifié au séisme.
4.21. Identifier les risques Séisme-Evénement sur un chantier
1. Connaitre la notion de « Risque Séisme Evènement »
2. S’approprier l’ADR prenant en compte le thème transverse SE
3. Minute d’arrêt : Analyse du chantier / modification et de son environnement
4. Attitude interrogative : Ré-interrogation des parades en cas d’évolution du chantier
5. Remonter les constats « terrain » aux personnes qualifiées
Agresseur
Equipement, matériel,
activités d’exploitation
Elément qualifié
au séisme
Cible
Risque Séisme Evènement :
Risque d’agression d’un matériel EIPS classé et requis au séisme (cible) par un autre
matériel non classé au séisme (agresseur) en cas de séisme
En cas de questions,
adressez vous à votre chargé de surveillance qui se rapprochera si nécessaire du référent SE de votre CNPE.

4.22. Identifier les familles de matériels concernés par la qualification
4.23. Identifier dans les documents d’intervention le risque lié à une intervention sur
du matériel qualifié
5. ROLE DE L’INTERVENANT POUR LA PROGRESSION DE LA SURETE NUCLEAIRE
Lien entre l’intervenant et la sûreté nucléaire

6. VALIDATION DES ACQUIS THEORIQUES
6.1. Déroulement de la validation des acquis théoriques
 Chaque stagiaire répond individuellement et sur tablette aux questions portant sur les OPS.
 30 à 60 secondes sont prévues pour répondre avant le passage automatique à la question
suivante.
 Pas de retour en arrière possible.
 Une seule bonne réponse.
6.2. Critères de réussite
6.3. Consignes d’utilisation des tablettes
• Si vous ne choisissez aucune proposition de réponse avant le passage à la question suivante
=> 1 faute,
• Si vous choisissez une proposition de réponse mais que vous n'avez pas le temps de la valider
en cliquant sur suivant => La réponse est enregistrée,
• N'attendez pas les 3 dernières secondes avant de choisir une proposition de réponse,
• Vérifiez bien que votre réponse en sélectionnée (),
• Appuyez sur la proposition de réponse plutôt que sur la puce,

6.4. Que faire en cas de problème technique

NOS IMPLANTATIONS
SIEGE SOCIAL
36 boulevard des Océans – BP 137
13273 MARSEILLE Cedex 09
Tél. : 04 91 29 18 10 – Fax 04 91 29 18 58
AGENCE FORMATION
6A impasse Pierre Latécoère
37500 CHINON
Tél. : 02 47 98 32 35 – Fax : 02 47 98 32 21
ONET TECHNOLOGIES – SAS au capital de 2 000 000 euros – RCS MARSEILLE 388 035 107
www.onet-technologies.fr
Cherbourg
02 35 97 64 00
Cany-Barville
02 35 97 64 00
Villejust
01 64 86 73 34
Mer
02 34 03 60 03
Chinon
02 47 98 34 00
Saint Aubin de Blaye
02 47 98 34 00
Gravelines
02 35 97 64 00
Thionville
03 82 54 48 17
Dampierre
02 47 98 34 00
Saint Vulbas
04 74 61 99 79
Pierrelatte
04 75 92 30 30

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